RU2070963C1 - Method for intensification of operation of oil-gas-producing wells - Google Patents
Method for intensification of operation of oil-gas-producing wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2070963C1 RU2070963C1 SU5062489A RU2070963C1 RU 2070963 C1 RU2070963 C1 RU 2070963C1 SU 5062489 A SU5062489 A SU 5062489A RU 2070963 C1 RU2070963 C1 RU 2070963C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- acid
- solution
- concentration
- solutions
- metal hydroxide
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к добыче жидких и газообразных полезных ископаемых, например, нефти и природного газа, включая газовый конденсат. The invention relates to the production of liquid and gaseous minerals, for example, oil and natural gas, including gas condensate.
Известны способы интенсификации притоков нефтегазодобывающих скважин с помощью кислотной обработки их призабойных зон для повышения проницаемости последних, расширения поровых фильтрационных каналов за счет растворения части минералов коллектора, при которых в призабойную зону закачивают одну или смесь нескольких (обычно двух) сильных кислот, например, соляную, либо соляную с плавиковой (глинокислота). Особенность этих способов состоит в том, что после продавки кислотного раствора в призабойную зону он оставляется в ней на реагировании под давлением на 4 36 ч, а для поддержания растворяющей способности раствора в него вводятся различные замедлители реакции и стабилизаторы [1]
Недостатки этих способов состоят в следующем:
кислоты, за исключением плавиковой, при взаимодействии с минералами силикатной и алюмо-силикатной групп дают большое количество объемного гидрогеля кремнекислоты, причем даже присутствие плавиковой кислоты неспособно полностью его удалить, так как доля последней составляет от 20 до 35% активного вещества, кроме того сама плавиковая кислота при взаимодействии с кальцийсодержащими минералами и растворами дает труднорастворимый флюорит (фторид кальция), т. е. кислотные растворы способны образовывать большие количества кольматантов, снижающих, а иногда и исключающих эффективность интенсификации;
кислотные растворы имеют низкую проницаемость, особенно в терригенных коллекторах, и повышают вязкость пластового флюида, что приводит к необходимости создания больших давлений для продавки их в пласт, нередко приближающихся к давлениям разрыва;
вследствие описанной особенности и способности легко растворять вяжущие компоненты герметизирующего цементного камня они нередко разрушают его и уходят не в пласт, а в заколонное пространство, что приводит к возникновению заколонных перетоков воды и газа без повышения продуктивности скважины по основному полезному ископаемому.Known methods for intensifying the inflows of oil and gas wells by acidizing their bottom zones to increase the permeability of the latter, expanding the pore filtration channels by dissolving part of the collector minerals, in which one or a mixture of several (usually two) strong acids, for example, hydrochloric, is pumped into the bottom hole or hydrochloric with hydrofluoric (clay acid). The peculiarity of these methods is that after the acid solution is pushed into the bottomhole zone, it is left in it to react under pressure for 4 36 hours, and various reaction inhibitors and stabilizers are introduced into it to maintain the dissolving ability of the solution [1]
The disadvantages of these methods are as follows:
acids, with the exception of hydrofluoric acid, when interacting with minerals of the silicate and aluminosilicate groups, give a large amount of volumetric hydrogel of silicic acid, and even the presence of hydrofluoric acid is unable to completely remove it, since the fraction of the latter is from 20 to 35% of the active substance, in addition to hydrofluoric acid acid when interacting with calcium-containing minerals and solutions gives sparingly soluble fluorite (calcium fluoride), i.e. acidic solutions can form large quantities of colmatants, reducing boiling and sometimes precluding efficiency intensification;
acidic solutions have low permeability, especially in terrigenous reservoirs, and increase the viscosity of the formation fluid, which leads to the need to create high pressures to push them into the formation, often approaching the fracture pressures;
due to the described feature and the ability to easily dissolve the binder components of the sealing cement stone, they often destroy it and go not into the formation, but into the annulus, which leads to the occurrence of annular flows of water and gas without increasing the productivity of the well in the main mineral.
Наиболее близким к заявляемому решению является способ интенсификации нефтегазодобывающих скважин, включающий закачку в призабойную зону раствора гидроксида щелочного металла [2]
Недостаток прототипа состоит в том же, что и рассмотренных выше способах.Closest to the claimed solution is a method of intensification of oil and gas wells, including the injection into the bottomhole zone of an alkali metal hydroxide solution [2]
The disadvantage of the prototype is the same as the above methods.
Заявляемый способ состоит в том, что в скважину и ее призабойную зону последовательно закачивают три раствора: первый щелочной водный раствор гидроксида щелочного металла, например, натрия (каустическая сода), назначение которого растворение щелочерастворимых минералов цемента коллектора и за счет этого повышение проницаемости для кислоты, снижение вязкости пластового флюида и оттеснение его в удаленную призабойную зону, а при возвратном движении удаление коллоидных и твердых продуктов реакции кислотного раствора; второй буферный, предназначенный для недопущения смешивания щелочного и кислотного растворов и реакции нейтрализации между ними; третий кислотный, например, соляной кислоты или смеси кислот для растворения кислоторастворимых минералов цемента коллектора, а также твердых и коллоидных продуктов реакции щелочного раствора. Буферный раствор обязательно представляет собой раствор соли или солей, применяемых в обработке кислоты (кислот) и основания. Объемы растворов определяют по обычной методике исходя из выбранного условного радиуса обработки призабойной зоны, эффективной мощности пласта и пористости коллектора, а концентрации рабочих щелочного и кислотного растворов из количества щелоче- и кислоторастворимых минералов цемента коллектора. Концентрацию буферного раствора рассчитывают таким образом, чтобы плотность его была промежуточной между плотностями щелочного и кислотного растворов. Тем самым предложенный способ обеспечивает индивидуальный подход к интенсификации каждой скважины. The inventive method consists in the fact that three solutions are successively pumped into the well and its bottomhole zone: the first alkaline aqueous solution of an alkali metal hydroxide, for example sodium (caustic soda), the purpose of which is to dissolve alkali-soluble minerals in the cement of the reservoir and thereby increase the permeability to acid, a decrease in the viscosity of the formation fluid and its displacement into the remote bottomhole zone, and with the return movement, the removal of colloidal and solid reaction products of the acid solution; the second buffer, designed to prevent mixing of alkaline and acid solutions and the neutralization reaction between them; a third acidic, for example, hydrochloric acid or mixture of acids for dissolving acid-soluble minerals of cement in the reservoir, as well as solid and colloidal reaction products of an alkaline solution. The buffer solution is necessarily a solution of salt or salts used in the processing of acid (s) and base. The volume of solutions is determined by the usual method based on the selected conventional radius of the bottom hole treatment, the effective reservoir thickness and porosity of the reservoir, and the concentration of working alkaline and acid solutions from the amount of alkali and acid-soluble minerals in the cement of the reservoir. The concentration of the buffer solution is calculated so that its density is intermediate between the densities of alkaline and acid solutions. Thus, the proposed method provides an individual approach to the stimulation of each well.
Освоение скважины производят сразу после полной продавки в призабойную зону кислотного раствора, так как выдержка на реагирование не имеет смысла, поскольку в условиях порового пространства пласта активные компоненты растворов расходуются полностью при большой скорости протекания реакции. Well development is carried out immediately after the complete complete injection of the acid solution into the bottomhole zone, since exposure to the reaction does not make sense, since in the pore space of the formation, the active components of the solutions are completely consumed at a high reaction rate.
Пример расчета концентраций на 1 м3 коллектора (данные условные):
Эффективная (открытая) пористость коллектора 20% объем пор, заполненных цементом 15% в том числе щелочерастворимые минералы (опал-СТ, галлуазит) 40% от объема заполненных пор, кислоторастворимые силикаты и алюмосиликаты (монтмориллонит, хлорит) 45% гидроокислы железа 10% карбонаты (кальцит, доломит) 5% Реактивы NaOH, HCl, буферный раствор NaCl. Плотность минералов (с учетом рыхлости агрегатов цемента): карбонаты 2,75; гидроокислы железа 3,0; кислоторастворимые силикаты 1,8; опал-СТ 1,9; галлуазит 1,9. Масса минералов в 1 м3 коллектора: карбонаты 20,6 кг; гидроокислы железа 45,0 кг; кислоторастворимые силикаты 121,0 кг; опал-СТ 60,0 кг; галлуазит 60,0 кг. По данным экспериментов, растворение происходит примерно в половине видимых заполненных пор, а остальные по разным причинам недоступны для кислотных растворов, поэтому в расчетах количества кислоты применяется коэффициент 0,5. С учетом этого расход НСl на растворение карбонатов 7,9 кг, гидроокислов железа 15,3 кг, кислоторастворимых силикатов 55,3 кг, необходимый избыток кислот для поддержания рН < 2,5 1,0 кг, а всего 79,5 кг. Объем открытых пор 200 л, а с учетом увеличения объема порового пространства при частичном растворении цемента 300 л. Отсюда концентрация кислотного раствора должна составлять 22 масс. Концентрация щелочного раствора учитывает расход щелочи на растворение опала-СТ 40,0 кг и галлуазита 32,6 кг. Кроме того, при реакциях кислоты с силикатами образуется 44,3 кг гидрогеля кремнекислоты, на реакцию с которым нужно 40,3 кг щелочи. С учетом избытка щелочи на поддержание рН > 12 (1,0 кг) общее ее количество равно 112,9 кг. Объем открытых пор 200 л, а с учетом частичного растворения минералов цемента в процессе движения щелочного раствора 220 л. Тогда концентрация щелочного раствора равна 50 мас. Кислотный раствор расчетной концентрации имеет плотность 1,14 т/м3, а щелочной 1,4 т/м3, соответственно буферный раствор должен иметь плотность 1,2 т/м3, что соответствует концентрации NaCl 20 мас.An example of calculating concentrations per 1 m 3 of collector (conditional data):
Effective (open) porosity of the reservoir 20% pore volume filled with cement 15% including alkali-soluble minerals (opal-ST, halloysite) 40% of the filled pore volume, acid-soluble silicates and aluminosilicates (montmorillonite, chlorite) 45%
Щелочной раствор перед подачей в скважину желательно подогреть до температуры 25 80oС в зависимости от пластовой температуры и температуры наружного воздуха: при пластовой температуре 70 80oС нагрев минимальный, а при меньших по верхнему пределу, так как растворение идет только в горячих щелочах.Before feeding into the well, it is advisable to warm the alkaline solution to a temperature of 25–80 ° C depending on the formation temperature and the temperature of the outside air: at the formation temperature of 70–80 ° C, heating is minimal, and at lower temperatures, since the dissolution occurs only in hot alkalis.
Все в заявляемом способе вещества известны, все они применяются для тех же или сходных целей, однако применение их в одном процессе, последовательность введения, функциональное назначение и взаимодействие, а также концентрации и метод их расчета существенно отличают заявляемое решение от известных, включая прототип, что позволяет сделать вывод о соответствии критериям "изобретательский уровень" и "новизна". Everything in the claimed method of the substance is known, all of them are used for the same or similar purposes, however, their use in one process, the sequence of administration, functionality and interaction, as well as concentration and method of their calculation significantly distinguish the claimed solution from the known ones, including the prototype allows to conclude that the criteria of "inventive step" and "novelty" are met.
Заявляемый способ проверен лабораторными экспериментами и испытан в промышленных условиях на трех скважинах Уренгойского месторождения. Лабораторные эксперименты состояли в последовательном прокачивании через водо- и керосинонасыщенные образцы в пластовых или близких к ним условиях (Робж 20,0 30,0 МПа; Рвх 17,0 24,0 МПа; Р 0,3 1,0 МПа, t 70 80 oС) растворов NaOH с концентрацией 10 50 мас. NaCl и NaCl + NaNO3 с суммарной концентрацией 12 20 мас. растворов НСl + NaNO3 c концентрацией 15 22 мас. с последующим реверсированием (обратным движением отработавших растворов) и измерением проницаемости по воде или керосину до эксперимента и после. В результате проницаемость увеличилась на 20 100% и более. В результате промышленных обработок по предложенному способу две скважины, ранее простаивавшие из-за низкого дебита, выведены на фонтанный режим, а одна увеличила продуктивность в 3 раза.The inventive method is tested by laboratory experiments and tested in an industrial environment at three wells of the Urengoy field. Laboratory experiments consisted of sequential pumping through water- and kerosene-saturated samples in reservoir or close conditions (Robzh 20.0 30.0 MPa; Pbx 17.0 24.0 MPa; P 0.3 1.0 MPa, t 70 80 o C) solutions of NaOH with a concentration of 10 to 50 wt. NaCl and NaCl + NaNO 3 with a total concentration of 12 to 20 wt. HCl + NaNO 3 solutions with a concentration of 15 to 22 wt. followed by reversal (reverse movement of the spent solutions) and measuring the permeability of water or kerosene before and after the experiment. As a result, permeability increased by 20 100% or more. As a result of industrial treatments according to the proposed method, two wells that were previously idle due to low flow rates were put into fountain mode, and one increased
Ниже в таблице приводятся результаты испытания предлагаемого способа в условиях Уренгойского месторождения. The table below shows the test results of the proposed method in the conditions of the Urengoy field.
Claims (3)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU5062489 RU2070963C1 (en) | 1992-09-18 | 1992-09-18 | Method for intensification of operation of oil-gas-producing wells |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU5062489 RU2070963C1 (en) | 1992-09-18 | 1992-09-18 | Method for intensification of operation of oil-gas-producing wells |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2070963C1 true RU2070963C1 (en) | 1996-12-27 |
Family
ID=21613446
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU5062489 RU2070963C1 (en) | 1992-09-18 | 1992-09-18 | Method for intensification of operation of oil-gas-producing wells |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2070963C1 (en) |
-
1992
- 1992-09-18 RU SU5062489 patent/RU2070963C1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Сидоровский В.А. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин. - М.: Недра, 1973, с. 115 - 117. Патент США N 4572297, кл. E 21 B 43/27, 1986. * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4056146A (en) | Method for dissolving clay | |
US4261421A (en) | Method for selectively acidizing the less permeable zones of a high temperature subterranean formation | |
CA1282667C (en) | Process for retarding and controlling the formation of gels or precipitates derived from aluminum and corresponding compositions, plus the corresponding applications - in particular regarding oil wells | |
US3651868A (en) | Removal of calcium sulfate deposits | |
RU2070963C1 (en) | Method for intensification of operation of oil-gas-producing wells | |
US2161085A (en) | Treatment of wells | |
RU2597593C1 (en) | Method for balancing injection well water-intake capacity profile and restriction of water influx to production wells | |
US2140183A (en) | Method of treating wells | |
US3749169A (en) | Secondary recovery process | |
US3927718A (en) | Secondary recovery method | |
US20050026789A1 (en) | Compositions and methods for treating subterranean formations | |
RU2110678C1 (en) | Method for treating bottom-hole zone of bed | |
RU2039224C1 (en) | Flooded oil field exploitation method | |
RU2280757C1 (en) | Formation water isolation method | |
RU2103496C1 (en) | Method for increasing injectivity of terrigenous clay-bearing bed | |
RU1838597C (en) | Method for treatment of bottom-hole formation zone | |
RU2185504C2 (en) | Gel-forming composition for increasing oil recovery of formation | |
SU1199786A1 (en) | Method of chemical treatment of drilling muds | |
RU2205948C1 (en) | Method of development of oil pool | |
WO1982001911A1 (en) | Process for selectively reducing the permeability of a subterranean formation | |
US3670820A (en) | Oil recovery method using dispersion of clays in aqueous polyacrylamide solutions | |
RU2261323C1 (en) | Treatment method for bottomhole area of terrigenous bed of gas well under abnormal low pressure | |
SU1268715A1 (en) | Method of preventing deposition of inorganic salts in oilfield equipment | |
RU2224879C1 (en) | Method for controlling permeability of not uniform oil deposit | |
SU953191A1 (en) | Method of acid treatment of formation |