RU2055983C1 - Способ реагентной разглинизации скважины - Google Patents
Способ реагентной разглинизации скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2055983C1 RU2055983C1 RU93035037A RU93035037A RU2055983C1 RU 2055983 C1 RU2055983 C1 RU 2055983C1 RU 93035037 A RU93035037 A RU 93035037A RU 93035037 A RU93035037 A RU 93035037A RU 2055983 C1 RU2055983 C1 RU 2055983C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- mud
- filter
- stage
- tubing
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Treatment Of Liquids With Adsorbents In General (AREA)
Abstract
Изобретение относится к горной промышленности, к эксплуатации скважин, а также может быть использовано для повышения производительности водяных скважин, используемых для извлечения полезных ископаемых путем внутрипластового выщелачивания, например, ураносодержащих минералов. Повышение производительности скважин, в частности, повышение дебитов нефти и, в конечном итоге, повышение нефтеотдачи пластов достигается за счет организации двустадийного процесса удаления глинистых кольматирующих первичных и вторичных образований и повышении за счет этого фильтрационной проводимости призабойной зоны скважины и, следовательно, ее производительности. Первая стадия процесса - диспергирование глинистых материалов в результате ионообменных реакций с водными растворами щелочных металлов. Вторая стадия - растворение глинистых частиц с последующим удалением продуктов реакции. Для более эффективного растворения карбонатных коллекторов и алюмосиликатов используется смесь соляной и плавиковой кислот в экспериментально установленном соотношении. Для повышения эффективности технологических операций, таких, как установка ванны и промывка с целью очистки скважины от продуктов реакции и шлама, насосно-компрессорные трубы опускают до нижних отверстий фильтра. 1 табл. 1 ил.
Description
Изобретение относится к горной промышленности, а именно к эксплуатации скважин.
Известен способ разглинизации скважин, включающий закачку в нее соляной кислоты (патент США N 2175081, кл. 252-855, 1939).
Недостатком этого способа является низкая скорость разрушения глинистых частиц.
Наиболее близким к предлагаемому является способ, включающий закачку в скважину водного раствора кислой соли щелочного металла и выдержку на фильтре не менее 8-10 ч (авт.св. СССР N 1469932, кл. Е 21 В 37/00, 1987).
Недостатком известного способа является его недостаточная эффективность, обусловленная невысокой степенью дисперсности глинистых частиц после взаимодействия с раствором соли. Кроме того, наличие карбонатов в кольматирующих образованиях также затрудняет их разрушение.
Сущность предлагаемого способа заключается в организации двустадийного процесса разрушения глинистых кольматирующих образований и повышении за счет этого фильтрационной проводимости призабойной зоны скважины.
Как известно, скорость химической реакции между твердой фазой и жидкостью определяется главным образом степенью дисперсности частиц (или величиной удельной поверхности). Глинистые образования, отлагающиеся на стенках скважины, содержат как алюмосиликаты, так и карбонаты. При традиционном воздействии соляной кислоты на эти отложения происходит реакция между карбонатами и кислотой. Образующиеся при этом продукты реакции препятствуют дальнейшему взаимодействию кислоты с глинистыми частицами, и эффективность очистки поверхности очень невысока.
При использовании водных растворов солей щелочных металлов происходят ионообменные реакции, в результате которых ионы из раствора переходят в межплоскостное пространство глинистых частичек, увеличивая тем самым межплоскостное расстояние. При определенных условиях частички настолько далеко отходят друг от друга, что происходит их самопроизвольное диспергирование.
Полученная таким образом высокодисперсная смесь эффективно взаимодействует с кислотами, в результате чего глинистые частицы могут быть разложены до молекулярного уровня. При этом соляная кислота растворяет карбонатные компоненты, а плавиковая алюмосиликаты. Перевод глинистых частиц в высокодисперсное состояние обеспечивает объемное протекание реакции между кольматирующими образованиями и смесью кислот.
Для повышения эффективности способа необходимо опустить колонну насосно-компрессорных труб до нижних отверстий фильтра. Благодаря этому при промывке скважины и при установке ванны из соли щелочных металлов и кислоты происходит интенсивная промывка фильтровой части скважины и механическое удаление глинистых компонент. Если нижняя часть НКТ находится выше нижних отверстий фильтра, то нагнетаемые реагенты будут находиться выше низа колонны НКТ, и часть призабойной зоны не подвергнется воздействию.
Время выдержки кислотной ванны определяется из следующих условий. При превышении 2 ч может произойти разрушение металла НКТ и обсадных труб. За время менее одного часа реакция между глинистыми частицами и кислотами происходит неполностью. Концентрация кислот, закачиваемых в скважину, определялась экспериментальным путем. В качестве критерия выбиралась степень восстановления фильтрационной проводимости образца пористой среды.
Методика проведения экспериментов поясняется чертежом. Образец пористой среды 1 помещался в кернодержатель 2 специальной конструкции, имеющий на торце зазор, в котором размещался исследуемый глинистый материл 3. В крышке 4 кернодержателя 2 выполнены отверстия 5, имитирующее перфорационные отверстия, канал 6, моделирующий межтрубное пространство, входной 7 и выходной 8 каналы для прокачки растворов реагентов. Подводящий канал 9 служит для прокачки нефти с целью определения проницаемости незаглинизированного образца 2 после нанесения глинистой корки и после обработки предполагаемыми составами.
Последовательность проведения экспериментов была следующая. Определялась проницаемость образца 2 по нефти (кн). Затем на торец наносилась глина 3 и вновь определялась проницаемость (кг) заглинизированного образца. Далее в канале 6 устанавливалась ванна из водного раствора кислой соли щелочного металла, которая выдерживалась 8-10 ч.
После промывки водой на торец образца 2 воздействовали кислотами и их смесями в различных соотношениях с целью установления наиболее эффективных условий восстановления проницаемости пористой среды после обработки (ккон). Во всех экспериментах восстановить проницаемость образца до первоначальной величины не удавалось. Однако результаты экспериментов, приведенные в таблице, показывают, что наибольший технологический эффект, т.е. наиболее полное восстановление проницаемости, достигается при использовании смеси соляной и плавиковой кислот, причем концентрация соляной кислоты составляет 6-10 мас. а плавиковой 2-5 мас.
Проницаемость определялась при фильтрации нефти слева направо, что более полно моделирует работу добывающей скважины. Для нагнетательных скважин методика проведения экспериментов должна быть несколько изменена.
Результаты проведенных экспериментов сведены в таблице. При этом отношение кг/кн составляло примерно 0,01-0,05.
Из приведенных в таблице данных видно, что оптимальная концентрация кислот составляет 6-10 мас. для соляной и 2-5 мас. для плавиковой. При меньших концентрациях степень восстановления проницаемости недостаточная. Увеличение концентрации выше указанных пределов приводит к непроизводительной трате реагентов без достижения положительного результата.
Способ осуществляется следующим образом.
Скважину, оборудованную колонной насосно-компрессорных труб, соединяют с оборудованием для нагнетания рабочих растворов и спуска-подъема НКТ, колонну НКТ опускают до нижних отверстий фильтра и на забое скважины устанавливают ванну из раствора кислой соли щелочного металла. После выдержки раствора кислой соли щелочного металла на забое скважины на 1-2 ч устанавливается кислотная ванна из соляной и плавиковой кислот, причем концентрация соляной кислоты составляет 6-10 мас. а плавиковой 2-5 мас.
П р и м е р. На устье скважины размещают два цементировочных агрегата ЦА 320, в емкости которых залиты вода и растворы 6%-ной NaHCO3, 10%-ной HCl, 3% -ной HF. Скважину предварительно глушат, колонну НКТ спускают до нижних отверстий фильтра и соединяют с агрегатами. Первым агрегатом закачивают в НКТ 4 м3 раствора NaHCO3 и, продавливая его водой, доводят до забоя скважины. Установленную таким образом ванну выдерживают в течение 10 ч. Далее осуществляют промывку водой и закачивают в НКТ 3 м3 смеси 3%-ной HF и 10%-ной HCl. Продавливая водой, доводят смесь кислот до забоя и оставляют на 1,5 ч. После этого вновь промывают скважину водой и осваивают ее традиционным способом. Проведенные промысловые исследования показали, что среднее увеличение дебита скважины по нефти после такой обработки составляет 1,5-2 раза.
Claims (1)
- СПОСОБ РЕАГЕНТНОЙ РАЗГЛИНИЗАЦИИ СКВАЖИНЫ, оборудованной колонной насосно-компрессорных труб (НКТ), включающий закачку в скважину по НКТ водного раствора кислой соли щелочного металла, выдержку раствора на фильтре и освоение скважины, отличающийся тем, что НКТ предварительно опускают до нижних отверстий фильтра, выдержку водного раствора кислой соли щелочного металла осуществляют в течение 8 - 10 ч, после чего дополнительно устанавливают на 1 - 2 ч кислотную ванну из соляной и плавиковой кислот в концентрациях соответственно соляной 6 - 10 мас.% и плавиковой 2 - 5 мас.%.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU93035037A RU2055983C1 (ru) | 1993-07-05 | 1993-07-05 | Способ реагентной разглинизации скважины |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU93035037A RU2055983C1 (ru) | 1993-07-05 | 1993-07-05 | Способ реагентной разглинизации скважины |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2055983C1 true RU2055983C1 (ru) | 1996-03-10 |
RU93035037A RU93035037A (ru) | 1996-05-27 |
Family
ID=20144586
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU93035037A RU2055983C1 (ru) | 1993-07-05 | 1993-07-05 | Способ реагентной разглинизации скважины |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2055983C1 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2477787C1 (ru) * | 2011-09-19 | 2013-03-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Способ обработки призабойной зоны |
RU2484244C1 (ru) * | 2011-12-14 | 2013-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ реагентной разглинизации скважины |
-
1993
- 1993-07-05 RU RU93035037A patent/RU2055983C1/ru active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Авторское свидетельство СССР N 775299, кл. E 21B 43/27, 1980. * |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2477787C1 (ru) * | 2011-09-19 | 2013-03-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Способ обработки призабойной зоны |
RU2484244C1 (ru) * | 2011-12-14 | 2013-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ реагентной разглинизации скважины |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US2217857A (en) | Process for the removal of mud sheaths | |
US4114693A (en) | Method of treating formation to remove ammonium ions without decreasing permeability | |
Clementz et al. | Stimulation of water injection wells in the Los Angeles basin by using sodium hypochlorite and mineral acids | |
RU2055983C1 (ru) | Способ реагентной разглинизации скважины | |
US4860830A (en) | Method of cleaning a horizontal wellbore | |
Bennion et al. | Underbalanced drilling and formation damage-is it a total solution? | |
Palsson et al. | The water injection process: a technical and economic integrated approach | |
RU2232879C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
RU2120546C1 (ru) | Способ реагентной разглинизации скважин | |
RU2003783C1 (ru) | Способ удалени солепарафиновых отложений из скважин | |
RU2140531C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта | |
RU2612693C1 (ru) | Способ ограничения водопритоков в добывающих скважинах без подъема глубинонасосного оборудования | |
Holder | Oil mud aids in reducing problems and cost of North Sea platform development drilling | |
RU2144615C1 (ru) | Способ повышения продуктивности нефтяного пласта в многопластовой залежи | |
US3283816A (en) | Acidizing wells | |
RU2160831C2 (ru) | Способ реагентной разглинизации скважин | |
SU1761944A1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны | |
RU2824616C1 (ru) | Способ регенерации фильтра и очистки призабойной зоны пласта | |
RU2243366C2 (ru) | Способ акустического воздействия на скважины системы поддержания пластового давления | |
RU2121563C1 (ru) | Способ очистки каналов продуктивного пласта | |
RU2200834C2 (ru) | Способ реагентной разглинизации скважин | |
RU2189442C2 (ru) | Способ очистки прискважинной зоны продуктивного пласта | |
SU1446271A1 (ru) | Способ освоени скважин | |
SU1707191A1 (ru) | Способ вторичного вскрыти пласта | |
RU2082877C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта |