RU2759042C1 - Composition for treatment of bottomhole zone of oil and gas formation - Google Patents
Composition for treatment of bottomhole zone of oil and gas formation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2759042C1 RU2759042C1 RU2021107445A RU2021107445A RU2759042C1 RU 2759042 C1 RU2759042 C1 RU 2759042C1 RU 2021107445 A RU2021107445 A RU 2021107445A RU 2021107445 A RU2021107445 A RU 2021107445A RU 2759042 C1 RU2759042 C1 RU 2759042C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- oil
- amount
- filter cake
- treating
- Prior art date
Links
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
- C09K8/74—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
- C09K8/74—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes
- C09K8/78—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes for preventing sealing
Abstract
Description
Область техникиTechnology area
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам для обработки призабойной зоны ствола скважины с целью удаления фильтрационной корки, сформированной при фильтрации бурового раствора, при заканчивании скважины с открытым забоем.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to compositions for treating the bottomhole zone of the wellbore in order to remove the filter cake formed during filtration of the drilling fluid when completing the well with an open bottomhole.
Уровень техникиState of the art
Буровые растворы, применяемые при работе в интервале продуктивного пласта, должны обладать определенными требованиями, обеспечивающими максимальную продуктивность скважины, а именно оказывать минимальное отрицательное воздействие на коллекторские свойства продуктивного пласта, обеспечивать безаварийное проведение работ, сохраняя стабильными технологические свойства на период ведения работ, а после окончания работ должны полностью удаляться из призабойной зоны пласта и из скважины.Drilling fluids used when working in the interval of the productive formation must have certain requirements to ensure the maximum productivity of the well, namely, to have a minimum negative impact on the reservoir properties of the productive formation, to ensure trouble-free work, while maintaining stable technological properties for the period of work, and after completion operations must be completely removed from the bottomhole formation zone and from the well.
Восстановление коллекторских свойств продуктивного пласта возможно только в результате удаления фильтрационной корки, сформированной при фильтрации бурового раствора в пласт в процессе первичного вскрытия. Удаление фильтрационной корки возможно за счет биологической или химической деструкции реагентов, входящих в состав бурового раствора и формирующих фильтрационную корку.Recovery of the reservoir properties of a productive formation is possible only as a result of removing the filter cake formed during the filtration of the drilling fluid into the formation during the initial opening. Removal of the filter cake is possible due to the biological or chemical destruction of the reagents that are part of the drilling fluid and form the filter cake.
Из уровня техники известен состав для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта с целью удаления фильтрационной корки после бурения биополимерными растворами (см. М. Терещук, П. Никитин. Обработка призабойной зоны ствола скважины при заканчивании открытым забоем брейкерным составом EZY-FLOW. Журнал «Бурение и нефть» №03 (Март), 2018 г.), включающий прекурсор, выступающий в роли генератора слабоорганической кислоты, регулятор рН, неионогенный ПАВ и энзим.From the prior art, a composition is known for treating the bottomhole zone of an oil and gas formation in order to remove the filter cake after drilling with biopolymer solutions (see M. Tereshchuk, P. Nikitin. Treatment of the bottomhole zone of the wellbore during open-hole completion with EZY-FLOW breaker composition. Journal "Drilling and oil ”No. 03 (March), 2018), which includes a precursor acting as a weakly organic acid generator, a pH regulator, a nonionic surfactant and an enzyme.
Недостатком данного состава является то, что основной компонент состава - прекурсор, выступающий в роли генератора слабоорганической кислоты, поставляется в жидкой форме, что затрудняет его доставку к месту бурения. Также при температуре окружающей среды ниже минус 20°С данный компонент кристаллизуется, что ведет к дополнительным затратам ресурсов для его размораживания.The disadvantage of this composition is that the main component of the composition, the precursor, which acts as a generator of weakly organic acid, is supplied in liquid form, which complicates its delivery to the drilling site. Also, at an ambient temperature below minus 20 ° C, this component crystallizes, which leads to additional costs of resources for its defrosting.
Известен состав для удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта (см. патент РФ на изобретение RU 2467163, 20.11.2012), включающий следующие компоненты, мас. %: перекисное соединение, выбранное из пероксогидрата мочевины или пероксоборат натрия, или перкарбонат натрия - 0,5-3,0; гидрокси-карбоновая кислота, выбранная из лимонной или гликолевой, или молочной кислоты - 5-10,0; неионогенное поверхностно-активное вещество, выбранное из оксанола, или неонола АФ9-12 - 0,005-0,02, минерализованная вода - остальное. Кислотный технологический состав может дополнительно включать 12,5%-ный раствор соляной кислоты в количестве 3-10 мас. %. В качестве минерализованной воды кислотный технологический состав содержит водные растворы хлоридов калия и/или натрия, и/или аммония, и/или формиатов калия или натрия, в концентрации солей, обеспечивающей плотность кислотного технологического состава, равную плотности бурового раствора, используемого при вскрытии продуктивного пласта, или отличающуюся от нее не более чем на 10%.A known composition for removing clogging formations from the bottomhole formation zone (see RF patent for invention RU 2467163, 20.11.2012), including the following components, wt. %: peroxide compound selected from urea peroxohydrate or sodium peroxoborate, or sodium percarbonate - 0.5-3.0; hydroxy carboxylic acid selected from citric or glycolic or lactic acid - 5-10.0; nonionic surfactant selected from oxanol or neonol AF 9-12 - 0.005-0.02, mineralized water - the rest. The acidic technological composition may additionally include a 12.5% hydrochloric acid solution in an amount of 3-10 wt. %. As mineralized water, the acidic technological composition contains aqueous solutions of potassium and / or sodium, and / or ammonium, and / or potassium or sodium formates, in a salt concentration that provides the density of the acidic technological composition equal to the density of the drilling fluid used to open the productive formation , or differing from it by no more than 10%.
Недостатком указанного состава является отсутствие возможности контроля скорости и времени начала реакции растворения кислоторастворимых кольматантов и разрушения полисахаридов, входящих в состав фильтрационной корки (далее - реакции). Контроль времени начала реакции необходим при открытых стволах большой длины, а также при проведении ремонтных работ на скважине, поскольку реакция должна начинаться после полного закачивания состава для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта в интервал открытого ствола. Также к недостаткам изобретения относится использование лимонной кислоты в составе, что может вызывать вторичные нерастворимые осадки, такие как цитрат кальция, которые будут снижать эффективность удаления фильтрационной корки.The disadvantage of this composition is the lack of the ability to control the rate and start time of the reaction of dissolution of acid-soluble bridging agents and the destruction of polysaccharides that make up the filter cake (hereinafter referred to as reaction). Controlling the start time of the reaction is necessary for long open boreholes, as well as when carrying out workover operations on the well, since the reaction should begin after the complete injection of the composition for treating the bottomhole zone of the oil and gas formation into the open hole interval. Also disadvantages of the invention include the use of citric acid in the formulation, which can cause secondary insoluble precipitates such as calcium citrate, which will reduce filter cake removal efficiency.
Наиболее близким аналогом изобретения является состав для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта, описанный в патенте РФ на изобретение RU 2242603, 20.12.2004. Состав включает воду с рН 0,5-14, пероксосольват фторида калия KF⋅Н2О2 и гидрофторид калия KHF2 при следующем соотношении компонентов состава, мас. %: KF⋅Н2О2 - 0,7-20,0, KHF2 - 0,5-20,0, вода - остальное. Состав дополнительно может включать для воды с рН менее 7 соляную кислоту в качестве кислотного компонента, а для воды с рН более 7 - гидроксид калия в качестве щелочного компонента. Кроме того, дополнительно могут вводится - ионогенные или неионогенные поверхностно-активные вещества или их смесь в количестве 0,01-5,0 мас. % и ингибитор коррозии в количестве 0,01-5,0 мас. %.The closest analogue of the invention is a composition for treating the bottomhole zone of an oil and gas reservoir, described in the RF patent for invention RU 2242603, 20.12.2004. The composition includes water with a pH of 0.5-14, potassium fluoride peroxosolvate KF⋅H 2 O 2 and potassium hydrofluoride KHF 2 with the following ratio of composition components, wt. %: KF⋅Н 2 О 2 - 0.7-20.0, KHF 2 - 0.5-20.0, water - the rest. The composition may additionally include, for water with a pH of less than 7, hydrochloric acid as an acidic component, and for water with a pH of more than 7, potassium hydroxide as an alkaline component. In addition, ionic or nonionic surfactants or a mixture thereof in an amount of 0.01-5.0 wt. % and a corrosion inhibitor in the amount of 0.01-5.0 wt. %.
Недостатком указанного состава является его низкая эффективность при удалении фильтрационной корки и не возможность контроля скорости и времени начала реакции растворения кислоторастворимых кольматантов и разрушения полисахаридов, входящих в состав фильтрационной корки.The disadvantage of this composition is its low efficiency in removing the filter cake and the inability to control the rate and time of the start of the reaction of dissolution of acid-soluble bridging agents and the destruction of polysaccharides that make up the filter cake.
Раскрытие сущности изобретенияDisclosure of the essence of the invention
Общей технической проблемой, на решение которой направлено заявленное изобретение, является низкая эффективность и сложность применения существующих составов применительно к удалению фильтрационной корки бурового раствора.The general technical problem to be solved by the claimed invention is the low efficiency and complexity of the application of existing compositions in relation to the removal of the filter cake of the drilling mud.
Технический результат изобретения заключается в обеспечении возможности контроля скорости и времени начала реакции растворения фильтрационной корки в диапазоне от 2 до 24 часов при обработке призабойной зоны нефтегазового пласта, повышении равномерности удаления фильтрационной корки, предотвращении образования вторичных нерастворимых осадков, а также упрощении процессов транспортировки и применения состава.The technical result of the invention is to provide the ability to control the speed and start time of the reaction of dissolution of the filter cake in the range from 2 to 24 hours when processing the bottomhole zone of the oil and gas reservoir, increasing the uniformity of removing the filter cake, preventing the formation of secondary insoluble sediments, as well as simplifying the processes of transportation and application of the composition ...
Указанная техническая проблема решается, а технический результат достигается за счет того, что состав для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта содержит компоненты в следующем соотношении, мас.%: пероксосольват фторида калия KF⋅H2O2, - 0,7-15,0; нитрат аммония NH4NO3 - 0,5-15,0; вода - остальное.The specified technical problem is solved, and the technical result is achieved due to the fact that the composition for treating the bottomhole zone of an oil and gas reservoir contains components in the following ratio, wt%: potassium fluoride peroxosolvate KF⋅H 2 O 2 - 0.7-15.0; ammonium nitrate NH 4 NO 3 - 0.5-15.0; water is the rest.
В частных случаях реализации изобретения, для обеспечения рН состава менее 7 состав может дополнительно содержать кислотный компонент - соляную кислоту в количестве 0,001-0,5 мас. %; для обеспечения рН состава более 7 состав может дополнительно содержать щелочной компонент - гидроксид калия в количестве 0,001-0,2 мас.%.In particular cases of implementation of the invention, to ensure the pH of the composition is less than 7, the composition may additionally contain an acid component - hydrochloric acid in an amount of 0.001-0.5 wt. %; to ensure the pH of the composition is more than 7, the composition may additionally contain an alkaline component - potassium hydroxide in an amount of 0.001-0.2 wt%.
В одном из частных случаев реализации изобретения, состав может содержать ингибитор коррозии из числа обычно используемых в нефтедобывающей промышленности, например ИКУ-1М, в количестве 0,01-5,0 мас.%, для придания дополнительных ингибирующих свойств по отношению к нефтепромысловому оборудованию.In one of the particular cases of implementation of the invention, the composition may contain a corrosion inhibitor from among those commonly used in the oil industry, for example IKU-1M, in an amount of 0.01-5.0 wt% to impart additional inhibitory properties with respect to oilfield equipment.
В другом частном случае реализации, состав может содержать поверхностно-активные вещества ПАВ в количестве 0,01-5,0 мас.% для снижения скорости растворения породы коллектора, повышения отмывающих свойств. В качестве ПАВ применимы как ионогенные, например алкилфосфаты, так и неионогенные, например АФ9-12 ПАВ, или их смеси.In another particular case of implementation, the composition may contain surfactant surfactants in an amount of 0.01-5.0 wt.% To reduce the rate of dissolution of the reservoir rock, increase the washing properties. As surfactants, both ionic, for example, alkyl phosphates, and non-ionic, for example AF9-12 surfactants, or mixtures thereof are applicable.
Кроме того, в частном случае реализации изобретения, состав может содержать энзимы в количестве 0,5-5,0 мас.%, которые представляют собой α-амилазы, для увеличения скорости разложения полисахаридов. Данная группа энзимов относится к гигдролазам и катализирует гидролиз 1-4 гликозидных связей полисахаридов.In addition, in the particular case of the implementation of the invention, the composition may contain enzymes in the amount of 0.5-5.0 wt.%, Which are α-amylases, to increase the rate of decomposition of polysaccharides. This group of enzymes belongs to hygdrolases and catalyzes the hydrolysis of 1-4 glycosidic bonds of polysaccharides.
Достижение указанного технического результата обусловлено следующим. При контакте пероксосольвата фторида калия с фильтрационной коркой выделяется окислитель, способствующий растворению кислоторастворимых кольматантов, а также разрушению полисахаридов. Концентрация окислителя является постоянной на всем протяжении реакции, что способствует равномерному удалению фильтрационной корки. Для контроля времени начала реакции, скорости реакции, а также предотвращения образования вторичных нерастворимых осадков использован нитрат аммония, который увеличивает скорость протекания лимитирующей стадии реакции в следствие процесса гидролиза. Процесс гидролиза нитрата аммония запускает пероксосольват фторида калия. Изменяя концентрацию нитрата аммония, можно регулировать время начала реакции, а также скорость реакции растворения кислоторастворимых кольматантов и разрушения полисахаридов, при этом действие состава не основывается на экзотермической реакции. Поскольку все реагенты состава поставляются на места бурения в сухом виде и не требуют особых условий перевозки, достигается упрощение процесса транспортировки. Кроме того, использование малокомпонентного состава с хорошей растворимостью компонентов даже без дополнительного перемешивания позволяет упростить процесс применения состава.The achievement of the specified technical result is due to the following. Upon contact of potassium fluoride peroxosolvate with the filter cake, an oxidizing agent is released, which promotes the dissolution of acid-soluble bridging agents, as well as the destruction of polysaccharides. The concentration of the oxidant is constant throughout the reaction, which contributes to uniform removal of the filter cake. To control the start time of the reaction, the reaction rate, and also to prevent the formation of secondary insoluble precipitates, ammonium nitrate was used, which increases the rate of the rate-limiting stage of the reaction as a result of the hydrolysis process. The process of hydrolysis of ammonium nitrate triggers the potassium fluoride peroxosolvate. By changing the concentration of ammonium nitrate, it is possible to regulate the start time of the reaction, as well as the rate of the reaction of dissolution of acid-soluble bridging agents and the destruction of polysaccharides, while the effect of the composition is not based on an exothermic reaction. Since all reagents of the composition are delivered to the drilling site in dry form and do not require special transportation conditions, a simplification of the transportation process is achieved. In addition, the use of a low-component composition with good solubility of the components even without additional mixing makes it possible to simplify the process of using the composition.
Осуществление изобретенияImplementation of the invention
Описанный состав для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта по изобретению может быть использован в широком диапазоне пластовых температур.The described composition for treating the bottomhole zone of an oil and gas formation according to the invention can be used in a wide range of formation temperatures.
Ниже в качестве примеров приведены варианты приготовления состава для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта в лабораторных условиях.Below, as examples, are given options for preparing a composition for treating the bottomhole zone of an oil and gas reservoir in laboratory conditions.
Вариант №1: берется 165 мл водопроводной воды, в ней растворяется при перемешивании на верхнеприводной мешалке 25 г хлорида калия, затем добавляется 1,31 г пероксосольвата фторида калия, 1,28 г нитрата аммония, 0,05 г гидроксида калия и 0,52 г энзима. Общий объем состава для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта составляет при этом 175 мл. В процессе приготовления происходит постоянное перемешивание на верхнеприводной мешалке. Итоговая плотность состава для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта составляет 1,07 г/см3.Option number 1: take 165 ml of tap water, dissolve in it with stirring on an overhead stirrer 25 g of potassium chloride, then add 1.31 g of potassium fluoride peroxosolvate, 1.28 g of ammonium nitrate, 0.05 g of potassium hydroxide and 0.52 g enzyme. The total volume of the composition for treating the bottomhole zone of the oil and gas reservoir is 175 ml. During the preparation process, there is constant stirring on an overhead stirrer. The final density of the composition for treatment of the bottomhole zone of the oil and gas formation is 1.07 g / cm 3 .
Вариант №2: берется 166 мл водопроводной воды, в ней растворяется при перемешивании на верхнеприводной мешалке 6,5 г хлорида калия, затем добавляется 14,0 г пероксосольвата фторида калия, 13,7 г нитрата аммония. Общий объем состава для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта составляет 175 мл. В процессе приготовления происходит постоянное перемешивание на верхнеприводной мешалке. Итоговая плотность состава для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта составляет 1,07 г/см3.Option number 2: take 166 ml of tap water, dissolve in it with stirring on an overhead stirrer 6.5 g of potassium chloride, then add 14.0 g of potassium fluoride peroxosolvate, 13.7 g of ammonium nitrate. The total volume of the composition for treating the bottomhole zone of the oil and gas formation is 175 ml. During the preparation process, there is constant stirring on an overhead stirrer. The final density of the composition for treatment of the bottomhole zone of the oil and gas formation is 1.07 g / cm 3 .
Вариант №3: берется 160 мл водопроводной воды, добавляется 26,3 г пероксосольвата фторида калия, 25,7 г нитрата аммония, 0,1 мл однонормальной соляной кислоты, 0,2 мл ПАВ АФ9-12 и 0,2 мл ингибитора коррозии ИКУ-1М. Общий объем состава для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта составляет 175 мл. В процессе приготовления происходит постоянное перемешивание на верхнеприводной мешалке. Итоговая плотность состава для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта составляет 1,09 г/см3.Option number 3: take 160 ml of tap water, add 26.3 g of potassium fluoride peroxosolvate, 25.7 g of ammonium nitrate, 0.1 ml of mono-normal hydrochloric acid, 0.2 ml of surfactant AF9-12 and 0.2 ml of corrosion inhibitor IKU -1M. The total volume of the composition for treating the bottomhole zone of the oil and gas formation is 175 ml. During the preparation process, there is constant stirring on an overhead stirrer. The final density of the composition for the treatment of the bottomhole zone of the oil and gas formation is 1.09 g / cm 3 .
Для приготовления состава для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта по изобретению пригодна любая вода - пресная, минерализованная, пластовая и т.д., или их смеси.For the preparation of the composition for treating the bottomhole zone of an oil and gas formation according to the invention, any water is suitable - fresh, mineralized, reservoir, etc., or mixtures thereof.
Для подтверждения описанных выше свойств состава для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта по изобретению проводили испытания по удалению фильтрационной корки, сформированной буровым раствором при температурах 25±2°С и 80±2°С. Значения температур 25±2°С относятся к сложным условиям на буровой и часто встречается в Восточной Сибири. Значения температур 80±2°С являются стандартными для Западной Сибири, где сосредоточен большой массив месторождений нефти в России.To confirm the above properties of the composition for treating the bottomhole zone of an oil and gas formation according to the invention, tests were carried out to remove the filter cake formed by the drilling fluid at temperatures of 25 ± 2 ° C and 80 ± 2 ° C. Temperature values of 25 ± 2 ° C refer to difficult conditions at the rig and are often found in Eastern Siberia. Temperature values of 80 ± 2 ° C are standard for Western Siberia, where a large array of oil fields in Russia is concentrated.
Метод испытания основан на визуальном определении степени удаления фильтрационной корки бурового раствора после воздействия составом для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта. Испытание включает последовательное насыщение керамического диска раствором хлорида калия (с концентрацией 75 кг/м3), формирование фильтрационной корки бурового раствора при 25±2°С и 80±2°С, выдерживание фильтрационной корки в составе для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта при 25±2°С и 80±2°С. Качество удаления кислоторастворимых кольматантов определяется однонормальным раствором соляной кислоты: если не происходит выделения пузырьков газа - кислоторастворимые кольматанты полностью удалены. Качество разрушения полисахаридов определяется 0,05 нормальным раствором йода: при наличии остатков полисахаридов, раствор йода окрашивается в интенсивный синий цвет.The test method is based on the visual determination of the degree of removal of the filter cake of the drilling mud after exposure to the composition for treating the bottomhole zone of an oil and gas formation. The test involves sequential saturation ceramic disk with a solution of potassium chloride (with a concentration of 75 kg / m 3), forming a filter cake of drilling fluid at 25 ± 2 ° C and 80 ± 2 ° C, maintaining the filter cake in the composition for the treatment of bottomhole oil and gas formation zone at 25 ± 2 ° C and 80 ± 2 ° C. The quality of removal of acid-soluble bridging agents is determined by a single-normal solution of hydrochloric acid: if no gas bubbles are released, acid-soluble bridging agents are completely removed. The quality of the destruction of polysaccharides is determined by 0.05 normal iodine solution: in the presence of polysaccharide residues, the iodine solution turns into an intense blue color.
Приготовление бурового раствора осуществлялось согласно рецептуре, представленной в таблице 1. В таблице 2 представлены параметры бурового раствора.The drilling fluid was prepared according to the recipe presented in Table 1. Table 2 shows the parameters of the drilling fluid.
После приготовления бурового раствора осуществлялось формирование фильтрационной корки на керамических дисках.After the preparation of the drilling mud, a filter cake was formed on the ceramic discs.
Керамический диск (например, фирмы OFITE каталожный номер 170-51), предварительно вымоченный не менее 20 минут в рассоле хлорида калия (75 г/л), помещался в фильтр-пресс высокой температуры/высокого давления на 175 мл (например, фирмы OFITE каталожный номер 170-00-7). В ячейку фильтр-пресса с керамическим диском заливался буровой раствор объемом 175 мл, ячейка закрывалась, нагревалась до 80±2°С, выдерживалась в течение 45 минут для полного прогрева раствора, создавался перепад давления 500 psi (34 бар) и производилась фильтрация бурового раствора и нарабатывание фильтрационной корки в течение 30 мин.A ceramic disc (for example, OFITE catalog number 170-51), pre-soaked for at least 20 minutes in potassium chloride brine (75 g / l), was placed in a 175 ml high temperature / high pressure filter press (for example, company OFITE catalog number 170-00-7). Drilling fluid with a volume of 175 ml was poured into the cell of the filter press with a ceramic disk, the cell was closed, heated to 80 ± 2 ° C, held for 45 minutes to completely warm up the fluid, a pressure drop of 500 psi (34 bar) was created and the drilling fluid was filtered. and building up a filter cake within 30 minutes.
Диск со сформировавшейся фильтрационной коркой помещался в состав для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта, приготовленный в соответствии с представленными выше вариантами, объемом 175 мл. Далее диск ставили в печь при температуре 25°С в герметично закрытой емкости.The disk with the formed filter cake was placed in a composition for treating the bottomhole zone of an oil and gas reservoir, prepared in accordance with the above options, with a volume of 175 ml. Then the disk was placed in an oven at a temperature of 25 ° C in a hermetically sealed container.
Диск со сформировавшейся фильтрационной коркой помещался в состав для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта, приготовленный в соответствии с представленными выше вариантами, объемом 175 мл. Далее диск ставили в печь при температуре 80°С в герметично закрытой емкости.The disk with the formed filter cake was placed in a composition for treating the bottomhole zone of an oil and gas reservoir, prepared in accordance with the above options, with a volume of 175 ml. Then the disc was placed in an oven at 80 ° C in a hermetically sealed container.
Результаты испытаний составов для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта приведены в таблицах 3 и 4. Примеры, приведенные ниже, иллюстрируют изобретение, но не ограничивают его.The test results of formulations for treating the bottomhole zone of an oil and gas formation are shown in Tables 3 and 4. The examples below illustrate the invention, but do not limit it.
Пример 1 (таблица 3). Керамический диск со сформированной фильтрационной коркой выдерживали в составе для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта по варианту приготовления №1 при температуре 25°С. Применение состава полностью удалило кислоторастворимые кольматанты и полисахариды. Время отсрочки реакции составило 23 часа.Example 1 (table 3). The ceramic disk with the formed filter cake was kept in the composition for treating the bottomhole zone of the oil and gas reservoir according to the preparation option No. 1 at a temperature of 25 ° C. The use of the composition completely removed acid-soluble bridging agents and polysaccharides. The delay time for the reaction was 23 hours.
Пример 2 (таблица 3). Керамический диск со сформированной фильтрационной коркой выдерживали в составе для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта по варианту приготовления №2 при температуре 25°С. Применение состава полностью удалило кислоторастворимые кольматанты и полисахариды. Время отсрочки реакции составило 8 часов.Example 2 (table 3). The ceramic disk with the formed filter cake was kept in the composition for treating the bottomhole zone of the oil and gas reservoir according to the preparation option No. 2 at a temperature of 25 ° C. The use of the composition completely removed acid-soluble bridging agents and polysaccharides. The delay time for the reaction was 8 hours.
Пример 3 (таблица 3). Керамический диск со сформированной фильтрационной коркой выдерживали в составе для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта по варианту приготовления №3 при температуре 25°С. Применение состава полностью удалило кислоторастворимые кольматанты и полисахариды. Время отсрочки реакции составило 5 часов.Example 3 (table 3). The ceramic disk with the formed filter cake was kept in the composition for the treatment of the bottomhole zone of the oil and gas reservoir according to the preparation option No. 3 at a temperature of 25 ° C. The use of the composition completely removed acid-soluble bridging agents and polysaccharides. The delay time for the reaction was 5 hours.
Пример 4 (таблица 4). Керамический диск со сформированной фильтрационной коркой выдерживали в составе для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта по варианту приготовления №1 при температуре 80°С. Применение состава полностью удалило кислоторастворимые кольматанты и полисахариды. Время отсрочки реакции составило 18 часов.Example 4 (table 4). The ceramic disk with the formed filter cake was kept in the composition for treating the bottomhole zone of the oil and gas reservoir according to the preparation option No. 1 at a temperature of 80 ° C. The use of the composition completely removed acid-soluble bridging agents and polysaccharides. The delay time for the reaction was 18 hours.
Пример 5 (таблица 4). Керамический диск со сформированной фильтрационной коркой выдерживали в составе для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта по варианту приготовления №2 при температуре 80°С. Применение состава полностью удалило кислоторастворимые кольматанты и полисахариды. Время отсрочки реакции составило 5 часов.Example 5 (table 4). The ceramic disk with the formed filter cake was kept in the composition for treating the bottomhole zone of the oil and gas reservoir according to the preparation option No. 2 at a temperature of 80 ° C. The use of the composition completely removed acid-soluble bridging agents and polysaccharides. The delay time for the reaction was 5 hours.
Пример 6 (таблица 4). Керамический диск со сформированной фильтрационной коркой выдерживали в составе для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта по варианту приготовления №3 при температуре 80°С. Применение состава полностью удалило кислоторастворимые кольматанты и полисахариды. Время отсрочки реакции составило 2 часа.Example 6 (table 4). The ceramic disk with the formed filter cake was kept in the composition for treating the bottomhole zone of the oil and gas reservoir according to the preparation option No. 3 at a temperature of 80 ° C. The use of the composition completely removed acid-soluble bridging agents and polysaccharides. The delay time for the reaction was 2 hours.
Как видно из таблиц 3 и 4, изменение концентрации нитрата аммония приводит к различному времени начала реакции. За 48 часов состав для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта по изобретению полностью визуально удаляет фильтрационную корку с керамического диска. Через 48 часов наблюдается полное отсутствие кислоторастворимых кольматантов и полисахаридов.As can be seen from tables 3 and 4, a change in the concentration of ammonium nitrate leads to different reaction times. Within 48 hours, the composition for treating the bottomhole zone of an oil and gas formation according to the invention completely visually removes the filter cake from the ceramic disk. After 48 hours, there is a complete absence of acid-soluble bridging agents and polysaccharides.
Claims (7)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2021107445A RU2759042C1 (en) | 2021-03-22 | 2021-03-22 | Composition for treatment of bottomhole zone of oil and gas formation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2021107445A RU2759042C1 (en) | 2021-03-22 | 2021-03-22 | Composition for treatment of bottomhole zone of oil and gas formation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2759042C1 true RU2759042C1 (en) | 2021-11-09 |
Family
ID=78466888
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2021107445A RU2759042C1 (en) | 2021-03-22 | 2021-03-22 | Composition for treatment of bottomhole zone of oil and gas formation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2759042C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2776820C1 (en) * | 2021-09-20 | 2022-07-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Премьер-Техно" | Chemical reagent for the treatment of the bottom-hole zone of the oil well formation |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4648456A (en) * | 1985-07-01 | 1987-03-10 | Exxon Production Research Co. | Method for acidizing siliceous formations |
| RU2070964C1 (en) * | 1994-11-15 | 1996-12-27 | ТОО Фирма "Интойл" | Compound for acid treatment of bottom-hole formation zone |
| US5678632A (en) * | 1993-04-29 | 1997-10-21 | Cleansorb Limited | Acidizing underground reservoirs |
| RU2242603C1 (en) * | 2003-07-28 | 2004-12-20 | Мараков Владимир Юрьевич | Composition for treating bottom zone of oil-gas formation |
| RU2012137187A (en) * | 2012-09-03 | 2014-03-10 | Цыганков Вадим Андреевич | UNIVERSAL ACID COMPOSITION (UKS) |
| RU2012137186A (en) * | 2012-09-03 | 2014-03-10 | Цыганков Вадим Андреевич | UNIVERSAL MODIFIED ACID COMPOSITION (UMKS) |
-
2021
- 2021-03-22 RU RU2021107445A patent/RU2759042C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4648456A (en) * | 1985-07-01 | 1987-03-10 | Exxon Production Research Co. | Method for acidizing siliceous formations |
| US5678632A (en) * | 1993-04-29 | 1997-10-21 | Cleansorb Limited | Acidizing underground reservoirs |
| RU2070964C1 (en) * | 1994-11-15 | 1996-12-27 | ТОО Фирма "Интойл" | Compound for acid treatment of bottom-hole formation zone |
| RU2242603C1 (en) * | 2003-07-28 | 2004-12-20 | Мараков Владимир Юрьевич | Composition for treating bottom zone of oil-gas formation |
| RU2012137187A (en) * | 2012-09-03 | 2014-03-10 | Цыганков Вадим Андреевич | UNIVERSAL ACID COMPOSITION (UKS) |
| RU2012137186A (en) * | 2012-09-03 | 2014-03-10 | Цыганков Вадим Андреевич | UNIVERSAL MODIFIED ACID COMPOSITION (UMKS) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2776820C1 (en) * | 2021-09-20 | 2022-07-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Премьер-Техно" | Chemical reagent for the treatment of the bottom-hole zone of the oil well formation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP1805276B1 (en) | Metal-mediated viscosity reduction of fluids gelled with viscoelastic surfactants | |
| EP1223207B1 (en) | Well drilling and servicing fluids and removal of filter cake deposited thereby | |
| RU2471848C2 (en) | Method for obtaining granule of coated oxidising agent; obtained granule and its use | |
| CA2140845C (en) | Well drilling and servicing fluids which deposit an easily removable filter cake | |
| DE60212427T2 (en) | MUTUAL SOLVENTS FOR HIGH-CONCENTRATED TREATMENT FLUIDS | |
| CA2771404C (en) | Metal-mediated viscosity reduction of fluids gelled with viscoelastic surfactants | |
| EP2229423B1 (en) | Use of an acidic aqueous solution containing a chelating agent as an oilfield chemical | |
| US6763888B1 (en) | Method for treatment of underground reservoirs | |
| DE60208406T2 (en) | COMPOSITION AND METHOD FOR TREATING UNDERGROUND FORMATION | |
| CA2587430A1 (en) | Composition and method for treating a subterranean formation | |
| US3167510A (en) | Fluid and process for treating wells | |
| US10982129B2 (en) | Composition and method for making converter-dissolver composition for dissolving metal sulfate scales from surfaces | |
| NO326543B1 (en) | Procedure for removing filter cake during drilling and completion of unforced drilling well | |
| US6924254B2 (en) | Viscous well treating fluids and methods | |
| RU2759042C1 (en) | Composition for treatment of bottomhole zone of oil and gas formation | |
| RU2467163C1 (en) | Method of processing primarily flat horizontal well hole for removal of mud bulk from bottom-hole formation zone | |
| US3688829A (en) | Removing scale from oil wells | |
| US4108246A (en) | Converter type scale remover | |
| US4330419A (en) | Method of and solvent for removing inorganic fluoride deposits | |
| RU2540767C1 (en) | Method for colmatage removal from bottomhole formation zone upon first opening to restore permeability and porosity of header | |
| RU2242603C1 (en) | Composition for treating bottom zone of oil-gas formation | |
| US3782471A (en) | Dispersing cellular-micro-organisms with chelating aqueous alkaline surfactant systems | |
| RU2776820C1 (en) | Chemical reagent for the treatment of the bottom-hole zone of the oil well formation | |
| SU1090700A1 (en) | Drilling mud | |
| RU2203919C2 (en) | Well killing fluid |