RU2106488C1 - Способ обработки призабойной зоны пласта - Google Patents
Способ обработки призабойной зоны пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2106488C1 RU2106488C1 RU97101792A RU97101792A RU2106488C1 RU 2106488 C1 RU2106488 C1 RU 2106488C1 RU 97101792 A RU97101792 A RU 97101792A RU 97101792 A RU97101792 A RU 97101792A RU 2106488 C1 RU2106488 C1 RU 2106488C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- bed
- acid
- water
- hydrochloric acid
- formation
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 15
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 57
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 30
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 14
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 14
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims description 3
- 238000010790 dilution Methods 0.000 abstract description 5
- 239000012895 dilution Substances 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 239000000654 additive Substances 0.000 abstract description 3
- 235000011167 hydrochloric acid Nutrition 0.000 abstract 4
- 239000002683 reaction inhibitor Substances 0.000 abstract 2
- 239000012267 brine Substances 0.000 abstract 1
- 230000001934 delay Effects 0.000 abstract 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract 1
- XZPVPNZTYPUODG-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;dihydrate Chemical compound O.O.[Na+].[Cl-] XZPVPNZTYPUODG-UHFFFAOYSA-M 0.000 abstract 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 24
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Natural products CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 11
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 10
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 description 6
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 3
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 2
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 2
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 2
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 2
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 125000000896 monocarboxylic acid group Chemical group 0.000 description 2
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 2
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 2
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical compound OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 125000000218 acetic acid group Chemical group C(C)(=O)* 0.000 description 1
- 230000003139 buffering effect Effects 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 description 1
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 description 1
- FOCAUTSVDIKZOP-UHFFFAOYSA-N chloroacetic acid Chemical compound OC(=O)CCl FOCAUTSVDIKZOP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000007865 diluting Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- -1 for example Substances 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 229910052602 gypsum Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010440 gypsum Substances 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000001139 pH measurement Methods 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- FDRCDNZGSXJAFP-UHFFFAOYSA-M sodium chloroacetate Chemical compound [Na+].[O-]C(=O)CCl FDRCDNZGSXJAFP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны пласта путем закачки соляной кислоты с различными добавками, замедляющими реакцию соляной кислоты с компонентами пласта и тем самым увеличивающими глубину воздействия кислоты на пласт. Способ ключает закачку в пласт раствора соляной кислоты с замедлителем реакции кислоты с породой грунта. Новым в способе является то, что в качестве замедлителя используют совместимую с водой минерализованную пластовую воду плотностью не менее 1,05 г/см3, которой разбавляют концентрированную соляную кислоту до требуемой концентрации перед закачкой в пласт. Технико-экономическое преимущество предлагаемого способа обработки призабойной зоны заключается в том, что он позволяет увеличивать глубину обработки при значительном сокращении затрат. Кроме того, предлагаемый способ решает также экологическую задачу утилизации пластовых вод. 1 ил., 1 табл.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны пласта путем закачки соляной кислоты с различными добавками, замедляющими реакцию соляной кислоты с компонентами пласта и тем самым увеличивающими глубину воздействия кислоты на пласт.
Известно использование в качестве добавки-замедлителя карбоксиметилцеллюлозы [1] - продукта обработки целлюлозы монохлоруксусной кислотой или монохлорацетатом натрия.
Другим замедлителем является уксусная кислота (1), добавка которой в количестве 4 - 5% существенно снижает темп нейтрализации кислотности солянокислотного раствора карбонатными породами.
Недостатком обоих известных замедлителей являются их дефицитность и дороговизна. Так, в пересчете на равные концентрации техническая уксусная кислота в 8 раз дороже, чем соляная. Стоимость 1 т карбоксиметилцеллюлозы составляет 3 тыс. долларов.
Целью предлагаемого способа является снижение затрат на осуществление способа.
Поставленная цель достигается описываемым способом, включающим закачку в пласт раствора соляной кислоты с замедлителем реакции кислоты с породой пласта.
Новым в способе является то, что в качестве замедлителя используют совместимую с добываемой водой пластовую воду плотностью не менее 1,05 г/см3, которой разбавляют концентрированную соляную кислоту до требуемой концентрации перед закачкой в пласт.
Как показали проведенные лабораторные испытания, раствор соляной кислоты в пластовой воде плотностью не менее 1,05 г/см3 значительно медленнее реагирует с карбонатом кальция, чем раствор такой же концентрации в технической воде. При этом пластовая вода имеется в наличии в неограниченных количествах и практически ничего не стоит. Более того, существует необходимость утилизации пластовой воды после отделения ее от нефти.
В промысловых условиях способ осуществляют следующим образом.
Раствор соляной кислоты требуемый для обработки концентрации готовят на кислотной базе, куда осуществляют поставки товарной соляной кислоты. В зависимости от вида поставляемой кислоты (техническая 35 - 31,5%-ная, абгазовая 22 - 20%-ная, товарная 31 - 38%-ная) рассчитывают необходимый для разбавления объем пластовой воды. Так, если на кислотную базу поступила соляная кислота концентрацией 30%, а в пласт закачивают кислоту концентрацией 15%, то исходную концентрированную кислоту следует разбавить в 2 раза. С учетом общего объема солянокислотного раствора, который необходимо закачать в пласт, например 10 м3, для этого потребуется 5 м3 30%-ной кислоты и 5 м3 пластовой воды. Пластовую воду используют плотностью не менее 1,05 г/см3. При этом она должна быть совместима с добываемой водой по ионному составу: нельзя использовать для разбавления соляной кислоты пластовую воду хлоркальциевого типа при разработке пластов, содержащих воды сульфатно-натриевого типа, например воду девонского горизонта Татарстана при закачке в башкирский ярус тех же месторождений, так как при смешении вод этих горизонтов может выпасть осадок гипса. В полученный раствор соляной кислоты рекомендуется добавить ингибитор коррозии и другие необходимые добавки.
После тщательного перемешивания раствор кислоты добавляют на скважину и закачивают в призабойную зону.
Предлагаемый способ испытывали в лабораторных условиях. При этом были использованы следующие материалы.
1. Товарная соляная кислота концентрацией 34% (HCl), ГОСТ 857-57.
2. Уксусная кислота (CH3COOH) концентрацией 98%, ГОСТ 6968-54.
3. Пластовая вода девонского горизонта плотностью 1,18 г/см3 следующего ионного состава, г/л: хлор 163, сульфат 0,03, бикарбонат следы, кальций 24,5, магний 3,0, натрий и калий 74,5.
4. Карбонат кальция (CaCO3), молотый, фракция 0,6 - 1,0.
5. Техническая вода (вода р. Камы).
Ход эксперимента. Готовили растворы HCl одной и той же концентрации (0,7%) в технической и пластовой воде и последовательно одинаково разбавляли их теми же водами. Замеряли pH полученных растворов на pH-метре (METLER DELTA 345). Для сравнения с прототипом были проведены замеры pH растворов соляной кислоты в сочетании с уксусной. Для этого изначально готовили раствор 15% HCl + 5% CH3COOH, как рекомендуется в прототипе, для обеспечения возможности замера pH на pH-метре также разбавили его в 10 раз и далее замеряли его pH при разбавлении технической водой в таких же соотношениях, как предыдущие растворы. Полученные результаты представлены в таблице.
Как видно из приведенных данных, при одинаковом разведении растворов кислоты на технической и пластовой водах pH меняется неодинаково, а именно в растворах HCl в пластовой воде pH при разбавлении повышается намного меньше, чем в растворах HCl в технической воде. Из этого можно сделать вывод, что раствор HCl в пластовой воде обладает в какой-то степени буферными свойствами, а следовательно, реакция этого раствора в пласте также будет протекать медленнее, чем раствора HCl в технической воде.
Сравнение с прототипом также показывает преимущество предлагаемого способа. Это объясняется тем, что при большом разбавлении солянокислотного раствора, что имеет место в пласте, концентрация уксусной кислоты становится недостаточной для проявления замедляющего действия. По предлагаемому же способу по мере разбавления соляной кислоты концентрация пластовой воды не изменяется или уменьшается незначительно, если в пласт закачивают пресную воду.
Путем измерения pH были также проверены скорости взаимодействия соляной кислоты в технической и пластовой воде с карбонатом кальция. Для этого готовили 0,7%-ные растворы HCl в технической и пластовой водах. В каждом из этих растворов проводили реакцию кислоты с карбонатом кальция, взятым в избытке, замеряя в определенные промежутки времени pH растворов.
На чертеже представлены графики изменения pH растворов HCl в технической (кривая 1) и в пластовой (кривая 2) воде при нейтрализации их карбонатом кальция во времени.
Как видно из чертежа, кривая 1 идет значительно круче кривой 2, т.е. за один и тот же промежуток времени прирост pH в растворе HCl в технической воде больше, чем в растворе HCl в пластовой воде. Так, через 1500 с от начала реакции прирост pH для HCl в технической воде составил 2,28 ед., в то время как для раствора HCl в пластовой воде прирост pH за тот же промежуток времени составил 0,71 ед.
Таким образом, проведенные эксперименты убедительно показали эффект замедления реакции нейтрализации растворов соляной кислоты в пластовой воде по сравнению с технической.
Технико-экономическое преимущество предлагаемого способа обработки призабойной зоны заключается в том, что он позволяет увеличивать глубину обработки при значительном сокращении затрат. Кроме того, предлагаемый способ решает также эконологическую задачу утилизации пластовых вод.
Claims (1)
- Способ обработки призабойной зоны пласта, включающий закачку в пласт раствора соляной кислоты с замедлителем реакции кислоты с породой пласта, отличающийся тем, что в качестве замедлителя используют совместимую с добываемой водой минерализованную пластовую воду плотностью не менее 1,05 г/см3, которой производят разбавление концентрированной соляной кислоты до требуемой концентрации перед закачкой в пласт.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97101792A RU2106488C1 (ru) | 1997-02-06 | 1997-02-06 | Способ обработки призабойной зоны пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97101792A RU2106488C1 (ru) | 1997-02-06 | 1997-02-06 | Способ обработки призабойной зоны пласта |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2106488C1 true RU2106488C1 (ru) | 1998-03-10 |
| RU97101792A RU97101792A (ru) | 1998-05-27 |
Family
ID=20189695
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU97101792A RU2106488C1 (ru) | 1997-02-06 | 1997-02-06 | Способ обработки призабойной зоны пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2106488C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104560004A (zh) * | 2013-10-24 | 2015-04-29 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 水溶液及其使用方法 |
| US9920606B2 (en) | 2013-07-31 | 2018-03-20 | Schlumberger Technology Corporation | Preparation method, formulation and application of chemically retarded mineral acid for oilfield use |
-
1997
- 1997-02-06 RU RU97101792A patent/RU2106488C1/ru active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Г.З.Ибрагимов и др. Химические реагенты для добычи нефти. Справочник рабочего. М.: Недра, 1966, с. 4, 8, 33. * |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9920606B2 (en) | 2013-07-31 | 2018-03-20 | Schlumberger Technology Corporation | Preparation method, formulation and application of chemically retarded mineral acid for oilfield use |
| CN104560004A (zh) * | 2013-10-24 | 2015-04-29 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 水溶液及其使用方法 |
| US9796490B2 (en) | 2013-10-24 | 2017-10-24 | Schlumberger Technology Corporation | Aqueous solution and method for use thereof |
| CN104560004B (zh) * | 2013-10-24 | 2018-10-16 | 斯伦贝谢控股有限公司 | 水溶液及其使用方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Ghasemian et al. | Effect of salinity and ion type on formation damage due to inorganic scale deposition and introducing optimum salinity | |
| Ehrlich et al. | Interrelation of crude oil and rock properties with the recovery of oil by caustic waterflooding | |
| Shaughnessy et al. | EDTA removes formation damage at Prudhoe Bay | |
| Bozau et al. | Hydrogeochemical modelling of corrosion effects and barite scaling in deep geothermal wells of the North German Basin using PHREEQC and PHAST | |
| CN103748190A (zh) | 修井流体和用该流体修井的方法 | |
| Puntervold et al. | Injection of seawater and mixtures with produced water into North Sea chalk formation: impact of fluid–rock interactions on wettability and scale formation | |
| Mosalman Haghighi et al. | An experimental investigation into enhancing oil recovery using combination of new green surfactant with smart water in oil-wet carbonate reservoir | |
| Rabie et al. | Measuring the reaction rate of lactic acid with calcite and dolomite by use of the rotating-disk apparatus | |
| Saw et al. | Synergistic effect of low saline ion tuned Sea Water with ionic liquids for enhanced oil recovery from carbonate reservoirs | |
| US3897827A (en) | Lignosulfonate gels for sweep improvement in flooding operations | |
| US4630678A (en) | In-situ formation of polyvalent metal ions for crosslinking polymers within carbonate rock-containing reservoirs | |
| CN105419772B (zh) | 一种聚丙烯酰胺类聚合物的降粘剂 | |
| GB2193738A (en) | Barium sulfate scale control | |
| RU2106488C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| Bazln et al. | Ion exchange and dissolution/precipitation modeling: application to the injection of aqueous fluids into a reservoir sandstone | |
| Nurmi et al. | Improving Alkali Polymer Flooding Economics by Capitalizing on Polymer Solution Property Evolution at High pH | |
| Al-Behadili et al. | Kinetics of In-Situ Calcium Magnesium Carbonate Precipitation and the Need for Desulfation in Seawater-Flooded Carbonate Reservoirs | |
| Raimondi et al. | Alkaline waterflooding: Design and implementation of a field pilot | |
| Lakatos et al. | Optimization of barite dissolvers by organic acids and pH regulation | |
| Hutcheon | The potential role of pyrite oxidation in corrosion and reservoir souring | |
| Bunge et al. | The origin of reversible hydroxide uptake on reservoir rock | |
| Ghasemian et al. | Experimental investigation of inorganic scale deposition during smart water injection-A formation damage point of view | |
| Zou et al. | A study of the chemical interactions between brine solutions and dolomite | |
| Yuan et al. | Research on Wellbore Blockage Mechanism and Blockage Removal Technology of Shale Gas Wells | |
| Meyers et al. | The Chemistry and Design of Scale Inhibitor Squeeze Treatments |