RU2103496C1 - Method for increasing injectivity of terrigenous clay-bearing bed - Google Patents
Method for increasing injectivity of terrigenous clay-bearing bed Download PDFInfo
- Publication number
- RU2103496C1 RU2103496C1 RU94028984A RU94028984A RU2103496C1 RU 2103496 C1 RU2103496 C1 RU 2103496C1 RU 94028984 A RU94028984 A RU 94028984A RU 94028984 A RU94028984 A RU 94028984A RU 2103496 C1 RU2103496 C1 RU 2103496C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- acid
- bed
- complexing agent
- clay
- formation
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к технологии освоения скважин и интенсификации притока нефти из продуктивного пласта. The invention relates to a technology for well development and stimulation of oil flow from a reservoir.
Известен способ обработки терригенного глинизированного пласта 15%-ой кремнефтористоводородной кислотой объемом 1,5 - 2,5 м3 на 1 м толщины пласта и выдержкой скважины на реакцию 18 ч. В качестве продавочной жидкости рекомендуется использовать пресную воду, а в зимних условиях - раствор хлористого кальция.A known method of treating a terrigenous clayey formation with 15% hydrofluoric acid with a volume of 1.5 - 2.5 m 3 per 1 m of the thickness of the formation and holding the well for a reaction of 18 hours. It is recommended to use fresh water as a squeezing fluid, and in winter conditions a solution calcium chloride.
Недостатком способа является выпадение труднорастворимых солей CaF2, Na2SiF6, K2SiF6, Si(OH)4, что затрудняет удаление продуктов реакции [1 и 2].The disadvantage of this method is the precipitation of sparingly soluble salts of CaF 2 , Na 2 SiF 6 , K 2 SiF 6 , Si (OH) 4 , which complicates the removal of reaction products [1 and 2].
Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ кислотной обработки пласта путем предварительной закачки в пласт 12%-ного водного раствора борофтористоводородной с последующей обработкой пласта водным раствором глинокислоты (12% раствор соляной кислоты + 3%-ный раствор плавиковой кислоты) [3]. The closest to the invention in technical essence and the achieved result is a method of acid treatment of the formation by preliminary injection into the formation of a 12% aqueous solution of hydrofluoric acid followed by treatment of the formation with an aqueous solution of clay acid (12% hydrochloric acid + 3% hydrofluoric acid solution) [ 3].
Однако способ-прототип недостаточно эффективно увеличивает проницаемость терригенного глинизированного пласта. However, the prototype method does not effectively increase the permeability of terrigenous clayey formation.
Цель изобретения достигается тем, что в способе, включающем закачку в пласт на первой стадии борофтористоводородной кислоты и химической добавки, а на второй стадии - смеси кислот соляной и плавиковой и химической добавки с интервалом времени между первой и второй стадиями и концентрацией компонентов, достаточными для протекания реакции с пластом, в качестве химической добавки используют карбоксилсодержащий комплексон (например, нитрилотриуксусную кислоту или диаминопропанол уксусный). The purpose of the invention is achieved in that in a method comprising injecting into the formation in the first stage hydrofluoric acid and a chemical additive, and in the second stage, a mixture of hydrochloric and hydrofluoric acids and chemical additives with a time interval between the first and second stages and a concentration of components sufficient for reactions with the reservoir, a carboxyl-containing complexone (for example, nitrilotriacetic acid or diaminopropanol acetic acid) is used as a chemical additive.
В нефтяной промышленности химические добавки с карбоксильными звеньями в молекуле используются в качестве добавок в растворы полимеров перед закачкой в пласт с целью уменьшения их текучести [4]. In the oil industry, chemical additives with carboxyl units in the molecule are used as additives in polymer solutions before injection into the formation in order to reduce their fluidity [4].
Борофтористоводородная кислота в смеси с химической добавкой, включающей в состав молекулы карбоксильные группы, позволяет, существенно, за более короткое время и при меньшем расходе химической добавки увеличить проницаемость терригенного глинизированного пласта по сравнению с прототипом. Hydrofluoric acid in a mixture with a chemical additive that includes carboxyl groups in the molecule allows, significantly, in a shorter time and at a lower consumption of the chemical additive, to increase the permeability of the terrigenous clay formation compared with the prototype.
После небольшого перерыва в течение 1 ч закачка грязевой кислоты (HCl + HF) в присутствии химической добавки (нитрилотриуксусная кислота либо диаминопропанол уксусный) еще более существенно увеличивает проницаемость пласта. After a short break for 1 h, the injection of mud acid (HCl + HF) in the presence of a chemical additive (nitrilotriacetic acid or diaminopropanol acetic acid) further increases the permeability of the formation.
Объем закачки в пласт композиционного материала составляет 1,5 м3 на 1 м мощности пласта. Давление закачки не должно превышать давление разрыва пласта.The volume of injection into the reservoir of composite material is 1.5 m 3 per 1 m of reservoir power. The injection pressure should not exceed the fracture pressure.
Пример осуществления способа. Из исследуемого образца керна изготавливают цилиндр диаметром 30 мм и высотой 50 мм. На установке УНПК-1М определяют исходную проницаемость образцов. Затем через образцы прокачивают водный раствор, содержащий 9% борофтористоводородной кислоты и 0,1% нитрилотриуксусной кислоты (НТУ). Объем прокачиваемого композиционного материала составляет 14 поровых объемов (опыт N 6). An example implementation of the method. A cylinder with a diameter of 30 mm and a height of 50 mm is made from the core sample under study. At the UNPK-1M installation, the initial permeability of the samples is determined. Then, an aqueous solution containing 9% borofluoric acid and 0.1% nitrilotriacetic acid (NTU) is pumped through the samples. The volume of pumped composite material is 14 pore volumes (experiment No. 6).
После этого через тот же керн прокачивают 5 поровых объемов смеси, содержащей 10% соляной кислоты. 1% фтористой кислоты и 0,05% нитрилотриуксусной кислоты (НТУ). After that, 5 pore volumes of a mixture containing 10% hydrochloric acid are pumped through the same core. 1% fluoric acid and 0.05% nitrilotriacetic acid (NTU).
Проницаемость образца до и после обработки композиционным составом определяют известным способом. The permeability of the sample before and after treatment with the composite composition is determined in a known manner.
В таблице приведены сравнительные результаты измерения проницаемости после его обработки, согласно данному способу, способу - прототипу, составами отдельных стадий и входящими в них ингредиентами. The table shows the comparative results of measuring the permeability after its processing, according to this method, the prototype method, the compositions of the individual stages and the ingredients included in them.
Из данных, представленных в таблице, следует, что предлагаемый способ значительно превосходит способ-прототип и другие технические решения. From the data presented in the table, it follows that the proposed method significantly exceeds the prototype method and other technical solutions.
Так, при исходной проницаемости кернов 0,02 - 0,03 мкм2 и перепаде давления от 1,8 до 6,0 МПа данный способ позволяет увеличить проницаемость глинизированного пласта с использованием нитрилотриуксусной кислоты (НТУ) в 16 - 20 раз (опыты 4 - 6), в то время как по способу-прототипу проницаемость увеличивается только в 2,2 - 6,0 раз (опыты 1 -3).So, with an initial core permeability of 0.02 - 0.03 μm 2 and a pressure drop of 1.8 to 6.0 MPa, this method allows you to increase the permeability of a clay formation using nitrilotriacetic acid (NTU) 16-20 times (experiments 4 - 6), while according to the prototype method, permeability increases only 2.2 - 6.0 times (experiments 1-3).
Таким образом, полностью реализуется цель изобретения, а именно увеличивается проницаемость терригенного глинизированного пласта. Thus, the objective of the invention is fully realized, namely, the permeability of the terrigenous clay layer is increased.
Источники информации
1. Южанинов П. М. Исследование применения сульфаминовой и кремнефторостоводородной кислоты для обработки призабойной зоны скважин. Автореф. дис. канд. техн. наук. Уфа, 1982, 20 с.Sources of information
1. Yuzhaninov P. M. Research on the use of sulfamic and hydrofluoric acid for treating the bottom-hole zone of wells. Abstract. dis. Cand. tech. sciences. Ufa, 1982, 20 p.
2. Гиязова В. М., Трахтман Г. И. Совершенствование интенсификации притока нефти к забою скважин путем кислотных обработок. Обзорная информация. ВНИИОЭНГ. Серия "Нефтепромысловое дело", 1985. 2. Giyazova V. M., Trakhtman G. I. Improving the intensification of oil inflow to the bottom of the wells by acid treatments. Overview information. VNIIOENG. Series "Oilfield business", 1985.
3. Патент США N 4,151,878, кл. E 21 B 43/27, прототип. 3. US Patent N 4,151,878, cl. E 21 B 43/27, prototype.
4. Авторское свидетельство СССР N 791943, кл. E 21 B 43/27, БИ. N 48, 1980. 4. Copyright certificate of the USSR N 791943, cl. E 21 B 43/27, BI. N 48, 1980.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU94028984A RU2103496C1 (en) | 1994-08-03 | 1994-08-03 | Method for increasing injectivity of terrigenous clay-bearing bed |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU94028984A RU2103496C1 (en) | 1994-08-03 | 1994-08-03 | Method for increasing injectivity of terrigenous clay-bearing bed |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU94028984A RU94028984A (en) | 1997-02-27 |
RU2103496C1 true RU2103496C1 (en) | 1998-01-27 |
Family
ID=20159321
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU94028984A RU2103496C1 (en) | 1994-08-03 | 1994-08-03 | Method for increasing injectivity of terrigenous clay-bearing bed |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2103496C1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2473800C1 (en) * | 2011-07-19 | 2013-01-27 | Закрытое акционерное общество "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН" (ЗАО "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН") | Method of well bore zone treatment of production well |
RU2781206C1 (en) * | 2021-07-15 | 2022-10-07 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Composition for treating the bottomhole zone of the borehole |
-
1994
- 1994-08-03 RU RU94028984A patent/RU2103496C1/en active
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2473800C1 (en) * | 2011-07-19 | 2013-01-27 | Закрытое акционерное общество "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН" (ЗАО "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН") | Method of well bore zone treatment of production well |
RU2781206C1 (en) * | 2021-07-15 | 2022-10-07 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Composition for treating the bottomhole zone of the borehole |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU94028984A (en) | 1997-02-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN109996930B (en) | Method of treating a downhole formation zone | |
RU2103496C1 (en) | Method for increasing injectivity of terrigenous clay-bearing bed | |
CA2515063C (en) | Methods of improving conformance control in fractured hydrocarbon reservoirs | |
RU2097538C1 (en) | Method of reducing loss of flooding agent and method of secondary extraction of hydrocarbons | |
RU2111351C1 (en) | Method of shutoff of formation water inflow | |
RU2083809C1 (en) | Method for development of water-flooded oil deposit | |
RU2747726C1 (en) | Composition for flow leveling works in injection wells | |
RU2213216C1 (en) | Composition for treatment of bottomhole formation zone | |
RU2114991C1 (en) | Method for isolation of brine water inflow | |
RU2120030C1 (en) | Method of action on face zone of oil pool or on oil pool | |
RU2080450C1 (en) | Method for isolation of brine water inflow | |
RU2383725C1 (en) | Method of development of oil deposit | |
RU2270914C1 (en) | Method for watered carbonate fractured porous waterproofed reservoir treatment | |
RU2004782C1 (en) | Method for oil field development | |
SU1700199A1 (en) | Method for insulating water inflow in well | |
RU2046185C1 (en) | Method for selective isolation of water inflow | |
RU2110678C1 (en) | Method for treating bottom-hole zone of bed | |
RU2186197C2 (en) | Method of restricting water inflows in wells encroached with bottom water by means of slightly concentrated solutions of acryl-series polymers | |
RU2204016C1 (en) | Method of oil pool development | |
RU2167278C2 (en) | Method of developing nonuniform oil formation | |
RU2021498C1 (en) | Method for treatment of producing formation | |
RU2361075C1 (en) | Method of effecting bottomhole zone of producer for increased yield of oil | |
RU2147679C1 (en) | Method of acid treatment of oil formation | |
RU2116438C1 (en) | Method for stimulating oil bed having non-uniform reservoirs | |
RU1774004C (en) | Method of blocking critical zone |