RU2120546C1 - Method of reagent demudding of wells - Google Patents
Method of reagent demudding of wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2120546C1 RU2120546C1 RU97120414A RU97120414A RU2120546C1 RU 2120546 C1 RU2120546 C1 RU 2120546C1 RU 97120414 A RU97120414 A RU 97120414A RU 97120414 A RU97120414 A RU 97120414A RU 2120546 C1 RU2120546 C1 RU 2120546C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- aqueous solution
- hydrochloric acid
- bath
- concentration
- potassium chloride
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Cleaning And De-Greasing Of Metallic Materials By Chemical Methods (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважин. The invention relates to the mining industry and can be used in the operation of wells.
Известны различные способы реагентной разглинизации скважин, включающие формирование в зоне перфорации ванны кислот для повышения проницаемости призабойной зоны пласта не только за счет реакции кислот с карбонатами, но и за счет растворения глинистых минералов [1]. There are various methods of reagent wedging of wells, including the formation of acids in the perforation zone of the bath to increase the permeability of the bottomhole formation zone, not only due to the reaction of acids with carbonates, but also due to the dissolution of clay minerals [1].
Однако практические испытания показывают низкую эффективность воздействия кислотами на глиносодержащие коллектора и коллектора, кольматированные глинистыми минералами в процессе бурения, вскрытия, ремонтных работ, что связано со спецификой взаимодействия глинистых минералов с кислотами. Основным принципиальным недостатком этих методов является отсутствие диспергирования глинистых минералов и, как следствие, низкая растворяющая способность глинистых минералов кислотами. Кроме того, при воздействии кислотами не предотвращается эффект набухания глин при взаимодействии их с пресными водами. Эти ограничения определяют низкую эффективность кислотных методов воздействия на коллектора, содержащие глинистые минералы. However, practical tests show a low efficiency of acid exposure to clay-containing collectors and collectors that are clogged by clay minerals during drilling, tapping, repair work, which is associated with the specificity of the interaction of clay minerals with acids. The main fundamental drawback of these methods is the lack of dispersion of clay minerals and, as a consequence, the low solubility of clay minerals with acids. In addition, when exposed to acids, the effect of clay swelling is not prevented when they interact with fresh waters. These limitations determine the low efficiency of acidic methods of influencing reservoirs containing clay minerals.
Наиболее близким является способ реагентной разглинизации скважин, включающий формирование в зоне перфорации первой ванны водного раствора кислой соли щелочного металла, ее выдержку, удаление, последующее формирование в той же зоне второй ванны водного раствора соляной кислоты, ее выдержку, удаление второй ванны и последующее освоение скважины [2]. The closest is the method of reagent wedging of wells, including the formation in the perforation zone of the first bath of an aqueous solution of an alkali metal acid salt, its exposure, removal, the subsequent formation in the same zone of the second bath of an aqueous solution of hydrochloric acid, its exposure, removal of the second bath and subsequent development of the well [2].
При формировании второй ванны в раствор дополнительно вводят плавиковую кислоту. В этом способе организуют двухстадийный процесс разрушения глинистых кольматирующих образований, за счет чего повышают фильтрационную проводимость призабойной зоны скважины. К достоинствам этого способа следует отнести то, что он позволяет при относительно небольшом расходе реагентов перевести глинистые минералы, кольматирующие продуктивные пласты и в итоге снижающие приток нефти к скважине, в тонкодисперсное состояние и тем самым сделать реальным их растворение, а также удаление продуктов реакции из фильтровой зоны пласта. В конечном итоге это приводит к существенному увеличению дебита скважин по сравнению со способами, включающими закачку кислот. During the formation of the second bath, hydrofluoric acid is additionally introduced into the solution. In this method, a two-stage process of destruction of clay mud formations is organized, due to which the filtration conductivity of the bottomhole zone of the well is increased. The advantages of this method include the fact that it allows, with a relatively low consumption of reagents, to transfer clay minerals, clogging productive formations and ultimately reducing the flow of oil to the well, into a finely dispersed state and thereby make their dissolution real, as well as removing reaction products from the filter formation zones. Ultimately, this leads to a significant increase in the flow rate of wells in comparison with methods involving injection of acids.
Однако основным ограничением этого способа является то, что очистка от глинистых материалов осуществляется только непосредственно в зоне перфорации. В призабойной части пласта глинистые минералы остаются и при попадании в эти зоны пресной воды, например при проведении ремонтных работ и закачке в пласт воды с целью поддержания пластового давления, глинистые минералы могут набухать, т. е. увеличивать свой объем и перекрывать фильтрационные каналы, снижая тем самым дебит или приемистость скважины. Кроме того, при осуществлении этого способа на практике в промежутке между установкой первой ванны и второй ванны требуется промывка скважины водой, что увеличивает расход воды и для чего требуется дополнительное время. However, the main limitation of this method is that the cleaning of clay materials is carried out only directly in the perforation zone. Clay minerals remain in the bottom-hole part of the formation even when fresh water enters these zones, for example, during repair work and water is injected into the formation in order to maintain reservoir pressure, clay minerals can swell, i.e., increase their volume and block filtration channels, reducing thereby the flow rate or injectivity of the well. In addition, when implementing this method in practice, between the installation of the first bath and the second bath, it is necessary to flush the well with water, which increases the flow of water and for which additional time is required.
Таким образом, известный способ имеет невысокую эффективность восстановления первоначальной гидропроводности призабойной зоны, что особенно важно для нагнетательных скважин. Thus, the known method has a low efficiency of restoring the initial hydraulic conductivity of the bottomhole zone, which is especially important for injection wells.
Задача, решаемая изобретением, - повышение эффективности разглинизации скважин и увеличение их дебита. The problem solved by the invention is to increase the effectiveness of wedging wells and increase their flow rate.
Технический результат, который может быть получен при осуществлении заявленного способа, - увеличение гидропроводности пласта. The technical result that can be obtained by implementing the inventive method is to increase the hydraulic conductivity of the formation.
Для решения поставленной задачи в известном способе реагентной разглинизации скважин, включающем формирование в зоне первой ванны водного раствора кислой соли щелочного металла, ее выдержку, удаление, последующее формирование в той же зоне второй ванны водного раствора соляной кислоты, ее выдержку, удаление второй ванны и последующее освоение скважины, согласно изобретению в водный раствор соляной кислоты добавляют хлористый калий в концентрации 0,2 - 2 мас.%, удаление первой ванны осуществляют ее вытеснением и замещением первоначальным объемом водного раствора соляной кислоты с хлористым калием в указанной концентрации в процессе второй ванны, при этом упомянутый первоначальный объем водного раствора соляной кислоты с хлористым калием в указанной концентрации после выдержки вытесняют из зоны перфорации вверх закачкой продавочной жидкости, в качестве которой используют упомянутый водный раствор соляной кислоты с хлористым калием в указанной концентрации, продавливают его через зону перфорации в призабойную зону пласта и выдерживают, а удаление второй ванны осуществляют промывкой. To solve the problem in the known method of reagent wedging wells, including the formation in the area of the first bath of an aqueous solution of an alkali metal acid salt, its exposure, removal, the subsequent formation in the same area of the second bath of an aqueous solution of hydrochloric acid, its exposure, removal of the second bath and the subsequent well development, according to the invention, potassium chloride is added to an aqueous solution of hydrochloric acid in a concentration of 0.2 - 2 wt.%, the first bath is removed by its displacement and replacement with the original the volume of an aqueous solution of hydrochloric acid with potassium chloride in the specified concentration during the second bath, while the said initial volume of the aqueous solution of hydrochloric acid with potassium chloride in the specified concentration after exposure is displaced from the perforation zone by injection of the selling fluid, which is used as the above aqueous hydrochloric solution acids with potassium chloride in the specified concentration, push it through the perforation zone into the bottom-hole zone of the formation and stand, and the removal of the second bath is carried out pour by washing.
Возможны дополнительные варианты осуществления способа, в которых целесообразно, чтобы в водный раствор соляной кислоты с хлористым калием в концентрации 0,2-2 мас.% вводят плавиковую кислоту с концентрацией 2-5 мас.%; в качестве водного раствора кислой соли щелочного металла использовали раствор бикарбоната натрия с концентрацией 5 - 15 мас.%, а выдержку первой ванны осуществляли в течение 8 - 10 ч; вторую ванну водного раствора соляной кислоты с хлористым калием в концентрации 0,2-2 мас.% формировали на 0,5-1 ч, при этом использовали бы соляную кислоту в концентрации 6 - 10 мас.%; формирование первой и второй ванны производили закачкой растворов по колонне насосно-компрессорных труб (НТК), опущенной до нижних отверстий зоны перфорации, при этом общий объем Q водного раствора соляной кислоты с хлористым калием в концентрации 2-5 мас.% выбирали бы из соотношения
Q = (8÷13,5)πh(R2-r2)+(1,5÷2)πhmR
где
h - высота фильтра, м;
R - внутренний радиус обсадной колонны, м;
r - наружный радиус насосно-компрессорных труб, м;
m - коэффициент эффективной пористости;
Rп - радиус примыкающей к скважине зоны пласта, м,
первоначальный объем Q1 водного раствора соляной кислоты с хлористым калием в концентрации 0,2-2 мас.% выбрали из соотношения
Q1 = (5÷10)πh(R2-r2),
объем Q2 продавочной жидкости, в качестве которой используется водный раствор соляной кислоты с хлористым калием в концентрации 0,2-2 мас.%, выбирали из соотношения
Q2 = (3÷3,5)πh(R2-r2),
объем Q3 для заполнения порогового пространства призабойной зоны пласта водным раствором соляной кислоты с хлористым калием в концентрации 0,2-2 мас.% выбирали из соотношения
Q3 = (1,5÷2)πhmR
За счет введения в раствор кислоты хлористого калия и выполнения этим раствором описанных выше операций удается сохранить гидропроводность призабойной зоны пласта.Additional embodiments of the method are possible, in which it is advisable that hydrofluoric acid with a concentration of 2-5 wt.% Is introduced into an aqueous solution of hydrochloric acid with potassium chloride in a concentration of 0.2-2 wt.%; a solution of sodium bicarbonate with a concentration of 5-15 wt.% was used as an aqueous solution of an alkali metal acid salt, and the first bath was aged for 8-10 hours; the second bath of an aqueous solution of hydrochloric acid with potassium chloride in a concentration of 0.2-2 wt.% was formed for 0.5-1 hours, while hydrochloric acid in a concentration of 6-10 wt.% would be used; the formation of the first and second baths was carried out by injection of solutions through a tubing string (NTK), lowered to the lower holes of the perforation zone, while the total volume Q of an aqueous solution of hydrochloric acid with potassium chloride at a concentration of 2-5 wt.% would be selected from the ratio
Q = (8 ÷ 13.5) πh (R 2 -r 2 ) + (1,5 ÷ 2) πhmR
Where
h is the height of the filter, m;
R is the inner radius of the casing, m;
r is the outer radius of the tubing, m;
m is the coefficient of effective porosity;
R p - radius adjacent to the well of the formation zone, m,
the initial volume of Q 1 aqueous solution of hydrochloric acid with potassium chloride at a concentration of 0.2-2 wt.% was selected from the ratio
Q 1 = (5 ÷ 10) πh (R 2 -r 2 ),
the volume of Q 2 selling fluid, which is used as an aqueous solution of hydrochloric acid with potassium chloride at a concentration of 0.2-2 wt.%, was selected from the ratio
Q 2 = (3 ÷ 3,5) πh (R 2 -r 2 ),
the volume of Q 3 to fill the threshold space of the bottomhole formation zone with an aqueous solution of hydrochloric acid with potassium chloride at a concentration of 0.2-2 wt.% was chosen from the ratio
Q 3 = (1.5 ÷ 2) πhmR
By introducing potassium chloride acid into the solution and performing the above operations with this solution, it is possible to maintain the hydraulic conductivity of the bottomhole formation zone.
Указанный преимущества, а также особенности настоящего изобретения поясняются лучшим вариантом его выполнения с приведением конкретного примера осуществления способа и со ссылками на фиг. 1 и 2. The indicated advantages, as well as the features of the present invention, are illustrated by the best embodiment with a specific example of the method and with reference to FIG. 1 and 2.
На фиг. 1 показана зависимость степени замещения раствора кислот с хлористым калием φ от объема прокаченной жидкости Q; на фиг. 2 - зависимость степени восстановления гидропроводности призабойной зоны пласта χ от объема прокаченной жидкости Q. In FIG. 1 shows the dependence of the degree of substitution of a solution of acids with potassium chloride φ on the volume of pumped liquid Q; in FIG. 2 - dependence of the degree of restoration of hydraulic conductivity of the bottomhole formation zone χ on the volume of pumped fluid Q.
Сущность предложенного технического решения заключается в обработке глинистых частиц первоначально, как и в известном решении, водным раствором щелочных металлов, что на первой стадии процесса приводит к диспергированию глинистых материалов в результате ионнообменных реакций и к последующей обработке глинистых частиц, находящихся во внутрипоровом пространстве призабойной части пласта водным раствором указанных кислот с хлористым калием. Взаимодействие предложенного раствора кислот с хлористым калием приводит к проникновению ионов калия в межплоскостное расстояние между чешуйками глинистых частиц, вследствие чего происходит их проточное удерживание друг около друга. При последующем проникновении в пласт воды с низкой минерализацией, которой обычно является нагнетаемая в пласт вода, ионнообменные реакции практически не происходят, глина не разбухает и, таким образом, сохраняется гидропроводность пластов. The essence of the proposed technical solution consists in processing clay particles initially, as in the known solution, with an aqueous solution of alkali metals, which in the first stage of the process leads to the dispersion of clay materials as a result of ion-exchange reactions and subsequent processing of clay particles located in the pore space of the bottomhole formation an aqueous solution of these acids with potassium chloride. The interaction of the proposed acid solution with potassium chloride leads to the penetration of potassium ions into the interplanar distance between the flakes of clay particles, as a result of which they flow through each other near each other. With the subsequent penetration of water with low salinity, which is usually the water injected into the formation, ion-exchange reactions practically do not occur, the clay does not swell and, thus, the hydraulic conductivity of the layers is preserved.
Как показали исследования, по сравнению с известным способом при содержании хлористого калия в растворе кислот более 0,2% пресная вода не ухудшает гидропроводность коллектора. Повышение концентрации упомянутой соли выше 2% приводит к появлению в растворе твердого осадка, что может вызвать закупорку поровых каналов, и, следовательно, привести к снижению дебита или приемистости скважины. As studies have shown, compared with the known method, when the content of potassium chloride in the acid solution is more than 0.2%, fresh water does not impair the hydraulic conductivity of the collector. An increase in the concentration of said salt above 2% leads to the appearance of a solid precipitate in the solution, which can cause blockage of the pore channels, and, consequently, reduce the flow rate or injectivity of the well.
На практике в известном способе необходимо было до установки второй ванны раствора кислот производить промывку призабойной зоны водой с целью удаления глинистых минералов и продуктов реакции. В предложенном способе удаление из призабойной зоны водного раствора кислой соли щелочного металла с продуктами ионообменной реакции позволяет удалять продукты реакции вытеснения и тем самым исключить дополнительную операцию промывки. In practice, in the known method, prior to the installation of the second acid solution bath, it was necessary to wash the bottom-hole zone with water in order to remove clay minerals and reaction products. In the proposed method, the removal from the bottom zone of an aqueous solution of an acidic alkali metal salt with the products of the ion exchange reaction allows you to remove the products of the displacement reaction and thereby eliminate the additional washing operation.
Как и в известном способе, для растворения алюмосиликатов во вторую ванну можно вводить плавиковую кислоту в концентрации 2-5 мас.%. As in the known method, to dissolve the aluminosilicates in the second bath, hydrofluoric acid can be added in a concentration of 2-5 wt.%.
В качестве водного раствора кислой соли щелочного металла можно использовать раствор соды NaHCO3 с концентрацией 5-15%, а выдержку осуществлять в течение 8-10 ч.As an aqueous solution of an acid salt of an alkali metal, you can use a solution of soda NaHCO 3 with a concentration of 5-15%, and exposure is carried out for 8-10 hours
Закачку водного раствора кислой соли щелочного металла и формирование первой и второй ванны, как и в известном способе, производят при помощи колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), опущенной до нижних отверстий зоны перфорации. При этом требуемый объем Q водного раствора кислот с хлористым калием может быть получен из следующих соображений. The injection of an aqueous solution of an acid salt of an alkali metal and the formation of the first and second baths, as in the known method, is carried out using a tubing string (tubing), lowered to the lower holes of the perforation zone. In this case, the required volume Q of an aqueous solution of acids with potassium chloride can be obtained from the following considerations.
Количество раствора кислоты с хлористым калием должно быть таким, чтобы ее объемного количества Q хватило
а) на формирование второй ванны с целью растворения глинистых материалов, перешедших в тонкодисперсную фазу в результате обработки раствором кислой соли щелочного металла
Q1 = (5÷10)πh(R2-r2),
где
h - высота фильтра, м;
R - внутренний радиус обсадной колонны, м;
r - наружный радиус насосно-компрессорных труб, м;
Учитывая погрешности в измерении объемов при проведении ремонтных работ на скважинах для предотвращения возможных ошибок, на практике принимается 5 - 10-кратный запас раствора кислот при толщине вскрытых продуктивных пластов от 5 до 15 м. Для более тонких пластов этот запас может быть выбран и 30 - 50-кратным с тем, чтобы заведомо расположить ванну против продуктивных пластов.The amount of potassium chloride acid solution must be such that its volume quantity Q is sufficient
a) the formation of a second bath with the aim of dissolving clay materials that have passed into a finely dispersed phase as a result of treatment with an alkali metal acid salt solution
Q 1 = (5 ÷ 10) πh (R 2 -r 2 ),
Where
h is the height of the filter, m;
R is the inner radius of the casing, m;
r is the outer radius of the tubing, m;
Given the errors in measuring volumes during repair work on wells to prevent possible errors, in practice a 5 - 10-fold supply of acid solution is accepted with a thickness of opened productive formations from 5 to 15 m. For thinner formations this reserve can be selected and 30 - 50 times in order to deliberately position the bath against productive formations.
б) для удаления из зоны перфорации раствора, содержащего продукты реакции кислот с глинистыми компонентами (операция удаления раствора вытеснением)
Q2 = (3÷3,5)πh(R2-r2),
что получено опытным путем в результате исследования модели скважины.b) to remove from the perforation zone a solution containing the reaction products of acids with clay components (the operation of removing the solution by displacement)
Q 2 = (3 ÷ 3,5) πh (R 2 -r 2 ),
what is obtained experimentally as a result of the study of the well model.
Как видно из фиг. 1, для этой цели вполне достаточно 3 - 3,5 объема межтрубного пространства в зоне перфорации скважины. As can be seen from FIG. 1, for this purpose, 3 to 3.5 volumes of the annulus in the well perforation zone are sufficient.
в) для заполнения порового пространства призабойной зоны скважины с целью закрепления глин и, следовательно, предотвращения их разбухания при взаимодействии с водой, имеющей низкую концентрацию солей
Q3 = (1,5÷2)πhmR
где
m - коэффициент эффективной пористости;
Rп - радиус примыкающей к скважине зоны пласта, м;
Объем прокаченной жидкости для эффективной степени восстановления гидропроводности призабойной зоны пласта χ, , как следует из фиг. 2, должен составлять 1,5 - 2 объема пор.c) to fill the pore space of the bottomhole zone of the well in order to consolidate the clay and, therefore, prevent their swelling when interacting with water having a low salt concentration
Q 3 = (1.5 ÷ 2) πhmR
Where
m is the coefficient of effective porosity;
R p - radius adjacent to the well of the formation zone, m;
The volume of pumped fluid for an effective degree of restoration of hydraulic conductivity of the bottomhole formation zone χ, as follows from FIG. 2 should be 1.5 to 2 pore volumes.
Обычно коэффициент эффективной пористости принимается в среднем равным 0,2, а радиус Rп - равным 0,5.Typically, the coefficient of effective porosity is taken on average equal to 0.2, and the radius R p equal to 0.5.
Как видно из фиг. 1 и 2, обе зависимости при определенных, указанных значениях аргумента Q становятся практически постоянными. As can be seen from FIG. 1 and 2, both dependences at certain specified values of the argument Q become almost constant.
Таким образом, общий требуемый объем раствора кислот с хлористым калием соответствует (Q = Q1 + Q2 + Q3)
Q = (8÷13,5)πh(R2-r2)+(1,5÷2)πhmR
Установка ванны из раствора кислот с хлористым калием на 0,5 - 1 ч выбирается из уровня, что за этот период реакции кислоты с тонкодисперсными частицами глинистых материалов протекает полностью, а увеличение времени ванны может привести к дополнительной неоправданной коррозии труб.Thus, the total required volume of a solution of acids with potassium chloride corresponds to (Q = Q 1 + Q 2 + Q 3 )
Q = (8 ÷ 13.5) πh (R 2 -r 2 ) + (1,5 ÷ 2) πhmR
Installation of a bath from a solution of acids with potassium chloride for 0.5 - 1 h is selected from the level that during this period of the reaction of acid with fine particles of clay materials proceeds completely, and an increase in bath time can lead to additional unjustified corrosion of the pipes.
Перед удалением второй ванны осуществляют закачку в скважину через колонну насосно-компрессорных труд (НКТ) при открытом межтрубном пространстве продавочной жидкости в объеме 3 - 3,5 объема межтрубного пространства в зоне перфорации, затем закрывают межтрубное пространство и продавочной жидкостью продавливают водный раствор кислот с хлористым калием в объеме 1,5 - 2 объема порового пространства породы примыкающей к зоне перфорации, после продавливания производят выдержку в течение 0,5 - 1 ч. Закрытие межтрубного пространства после закачки в НКТ продавочной жидкости обеспечивает поступление в призабойную зону пласта раствора хлористого калия в кислоте, не содержащего продуктов реакции. Время выдержки 0,5 - 1 ч обусловлено временем, необходимым для связывания ионами калия глинистых частиц. Before removing the second bath, they pump into the well through a tubing string (tubing) with an open annular space of the squeezing liquid in the amount of 3 - 3.5 volumes of the annular space in the perforation zone, then close the annular space and squeeze the aqueous solution of acid with chloride potassium in the volume of 1.5 - 2 volume of the pore space of the rock adjacent to the perforation zone, after punching, hold for 0.5 to 1 hour. Closing the annulus after injection into The tubing of the squeezing fluid ensures that a solution of potassium chloride in acid containing no reaction products enters the bottomhole formation zone. The exposure time of 0.5 - 1 h is due to the time required for the binding of potassium ions to clay particles.
Пример осуществления способа. An example implementation of the method.
Скважину, оборудованную колонной насосно-компрессорных труб, соединяют с оборудованием для нагнетания рабочих растворов и спуска-подъема НКТ. Колонну НКТ опускают ниже или до нижних отверстий фильтра обсадной колонны. В качестве оборудования можно использовать цементировочный агрегат, например ЦА-320, в емкости которого заливают 6% раствор соды NaHCO3, и агрегат для закачки кислот типа АзИНМАШ-30 с раствором, содержащим ингибитор коррозии, 10% HCl, 3% HF и 1% KCl. Скважину предварительно глушат и соединяют с оборудованием, установленным на ее устье.A well equipped with a tubing string is connected to equipment for pumping working solutions and lowering and raising tubing. The tubing string is lowered below or to the lower holes of the casing filter. As equipment, you can use a cementing unit, for example, CA-320, in the tank of which a 6% NaHCO 3 soda solution is poured, and an acid injection unit such as AzINMASH-30 with a solution containing a corrosion inhibitor, 10% HCl, 3% HF and 1% KCl. The well is pre-muffled and connected to the equipment installed on its mouth.
Первым агрегатом закачивают в колонну НКТ 4 м3 раствора соды и, продавливая его водой, доводят до забоя. Установленную ванну раствора соды выдерживают в течение 10 ч.The first unit is pumped into the tubing string 4 m 3 of soda solution and, pushing it with water, is brought to the bottom. An installed bath of a soda solution is kept for 10 hours.
Далее в скважину закачивают раствор 10% HCl, 3% HF и 1% KCl. Общий объем раствора рассчитывается по приведенной формуле. При обсадной колонне диаметром 146 мм, стенке 8 мм и диаметре колонны НКТ 73 мм, h = 10 м, при выборе m = 0,2 и Rп = 0,5 получим
Q = (8 - 13,5) • 3,14 • 10 • (0,0652 - 0,0312) + (1,5 - 2) • 3,14 • 10 • 0,2 • 0,52
Таким образом, величина Q находится в интервале от 3,2 м3 до 4,4 м3.Next, a solution of 10% HCl, 3% HF and 1% KCl is pumped into the well. The total volume of the solution is calculated by the above formula. With a casing string with a diameter of 146 mm, a wall of 8 mm and a tubing string diameter of 73 mm, h = 10 m, with m = 0.2 and R p = 0.5, we obtain
Q = (8 - 13.5) • 3.14 • 10 • (0.065 2 - 0.031 2 ) + (1.5 - 2) • 3.14 • 10 • 0.2 • 0.5 2
Thus, the value of Q is in the range from 3.2 m 3 to 4.4 m 3 .
Примем Q=4 м3.Take Q = 4 m 3 .
Далее закачкой промывочной жидкостью доводят раствор до кислот с хлористым калием до забоя скважины, вытесняя и замещая им раствор соли без предварительной промывки скважины, и формируют кислотную ванну в межтрубном пространстве в соответствии с выражением для Q1 в объеме 0,5 м3 сроком на 0,5 ч.Next, the solution is added to the acid with potassium chloride by pumping with a washing liquid to the bottom of the well, displacing and replacing it with a salt solution without first washing the well, and form an acid bath in the annulus in accordance with the expression for Q 1 in a volume of 0.5 m 3 for a period of 0 5 hours
Затем при открытом межтрубном пространстве в колонну НКТ закачивают продавочную жидкость в объеме Q2, соответствующем для выбранного примера 0,3 м3. При этом происходит вытеснение первоначального объема Q1, загрязненного продуктами реакций воздействия глиносодержащих частиц с кислотой, вверх. После этого закрывают межтрубное пространство и закачивают в НКТ жидкость, продавливая тем самым кислоту с хлористым калием в призабойную зону пласта, и оставляют скважину на 0,5 - 1 ч. После этого промывают скважину и осваивают ее обычным способом.Then, with an open annulus, squeezing fluid is pumped into the tubing string in a volume of Q 2 corresponding to 0.3 m 3 for the selected example. In this case, the initial volume Q 1 , contaminated by the reaction products of the action of clay-containing particles with acid, is displaced upward. After that, the annulus is closed and fluid is pumped into the tubing, thereby forcing acid with potassium chloride into the bottomhole formation zone, and the well is left for 0.5-1 hours. After that, the well is washed and mastered in the usual way.
Проведенные испытания показали, что увеличение дебита или приемистости составляет не менее чем 2 - 2,5 раза. The tests showed that the increase in flow rate or injectivity is not less than 2 - 2.5 times.
Наиболее успешно заявленный способ реагентной разглинизации скважин может быть использован в горной промышленности при введении в эксплуатацию заглинистых скважин. The most successfully claimed method of reagent claying of wells can be used in the mining industry when commissioning clay wells.
Источники информации
1. Патент Российской Федерации N 2078203, E 21 B 43/27, опубл. 27.04.97.Sources of information
1. Patent of the Russian Federation N 2078203, E 21 B 43/27, publ. 04/27/97.
2. Патент Российской Федерации N 2055983, E 21 B 43/27, опубл. 10.03.96. 2. Patent of the Russian Federation N 2055983, E 21 B 43/27, publ. 03/10/96.
Claims (6)
Q=(8-13,5)πh(R2-r2)+(1,5-2)πhmR
где h - высота фильтра, м;
R - внутренний радиус обсадной колонны, м;
r - наружный радиус насосно-компрессорных труб, м;
m - коэффициент эффективной пористости;
Rп - радиус, примыкающей к скважине зоны пласта, м.5. The method according to p. 1, characterized in that the formation of the first and second baths is carried out by injection of solutions through a tubing string, lowered to the lower holes of the perforation zone, with the total volume Q of an aqueous solution of hydrochloric acid with potassium chloride in concentration of 2 to 5 wt.% choose from the ratio
Q = (8-13.5) πh (R 2 -r 2 ) + (1.5-2) πhmR
where h is the height of the filter, m;
R is the inner radius of the casing, m;
r is the outer radius of the tubing, m;
m is the coefficient of effective porosity;
R p - radius adjacent to the well of the formation zone, m
Q1=(5-10)πh(R2-r2) .
7. Способ по п.5, отличающийся тем, что объем Q2 продавочной жидкости, в качестве которой используется водный раствор соляной кислоты с хлористым калием в концентрации 0,2 - 2 мас.%, выбирают из соотношения
Q2=(3-3,5)πh(R2-r2).
8. Способ по п.5, отличающийся тем, что объем Q3 для заполнения порового пространства призабойной зоны пласта водным раствором соляной кислоты с хлористым калием в концентрации 0,2 - 2 мас.% выбирают из соотношения
Q3= (1,5-2)πhmR
Q 1 = (5-10) πh (R 2 -r 2 ).
7. The method according to claim 5, characterized in that the volume Q 2 of the selling liquid, which is used as an aqueous solution of hydrochloric acid with potassium chloride in a concentration of 0.2 to 2 wt.%, Is selected from the ratio
Q 2 = (3-3.5) πh (R 2 -r 2 ).
8. The method according to claim 5, characterized in that the volume of Q 3 to fill the pore space of the bottomhole formation zone with an aqueous solution of hydrochloric acid with potassium chloride in a concentration of 0.2 to 2 wt.% Is selected from the ratio
Q 3 = (1.5-2) πhmR
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU97120414A RU2120546C1 (en) | 1997-12-11 | 1997-12-11 | Method of reagent demudding of wells |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU97120414A RU2120546C1 (en) | 1997-12-11 | 1997-12-11 | Method of reagent demudding of wells |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2120546C1 true RU2120546C1 (en) | 1998-10-20 |
RU97120414A RU97120414A (en) | 1999-03-10 |
Family
ID=20199833
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU97120414A RU2120546C1 (en) | 1997-12-11 | 1997-12-11 | Method of reagent demudding of wells |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2120546C1 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2477787C1 (en) * | 2011-09-19 | 2013-03-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Method for bottom-hole zone treatment |
RU2484244C1 (en) * | 2011-12-14 | 2013-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for reagent clay cake removal from well |
DE102019124453A1 (en) * | 2019-09-11 | 2021-03-11 | ChemTechEnergy UG (haftungsbeschränkt) | Active ingredient for the selective deep penetration of a chemical dissolution of clay incrustations in the formation zone near the borehole |
-
1997
- 1997-12-11 RU RU97120414A patent/RU2120546C1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Ермилов В.И. и др. Временная инструкция по кислотной обработке газоносных пластов. -М.: 1970, с.17-19. * |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2477787C1 (en) * | 2011-09-19 | 2013-03-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Method for bottom-hole zone treatment |
RU2484244C1 (en) * | 2011-12-14 | 2013-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for reagent clay cake removal from well |
DE102019124453A1 (en) * | 2019-09-11 | 2021-03-11 | ChemTechEnergy UG (haftungsbeschränkt) | Active ingredient for the selective deep penetration of a chemical dissolution of clay incrustations in the formation zone near the borehole |
EP3792331A1 (en) | 2019-09-11 | 2021-03-17 | ChemTechEnergy UG | Agent for selective deeply penetrating chemical dissolving of clay cake in near-wellbore formation zone |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Krueger | An overview of formation damage and well productivity in oilfield operations | |
US5458198A (en) | Method and apparatus for oil or gas well cleaning | |
SA97180598B1 (en) | An improved spur treatment method | |
EP1038090B1 (en) | An improvement in placing cement slurry in wells in the presence of geological zones containing swelling clays or mud residues containing clays | |
US4846981A (en) | Method of restoring permeability around wellbores | |
US2975834A (en) | Treating wells by injection of metal and acid | |
RU2120546C1 (en) | Method of reagent demudding of wells | |
Clementz et al. | Stimulation of water injection wells in the Los Angeles basin by using sodium hypochlorite and mineral acids | |
US4860830A (en) | Method of cleaning a horizontal wellbore | |
RU2160831C2 (en) | Method of well reagent demudding | |
US2140183A (en) | Method of treating wells | |
RU2232879C1 (en) | Method for processing of formation face zone | |
RU2211314C1 (en) | Method of fluid injection into formation | |
RU2200834C2 (en) | Process of remove mud from walls of well with use of reagents | |
RU2140531C1 (en) | Method of treating bottom zone of oil formation | |
RU2484244C1 (en) | Method for reagent clay cake removal from well | |
RU2055983C1 (en) | Method for reagent demudding of wells | |
RU2160827C1 (en) | Method of formation reopening | |
US3283816A (en) | Acidizing wells | |
RU2206704C2 (en) | Method of well flushing | |
Sorbie et al. | Scale inhibitor squeeze strategies in horizontal wells | |
RU2243366C2 (en) | Method for acoustic treatment of wells of system for preservation of bed pressure | |
SU1707191A1 (en) | Method of repeated exposing of formation | |
SU1761944A1 (en) | Procedure for well bottom treatment | |
Arceneaux | Operation and maintenance of wells |