RU2174594C1 - Composition for unclaying of formation bottom zone (versions) - Google Patents
Composition for unclaying of formation bottom zone (versions) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2174594C1 RU2174594C1 RU2000103173A RU2000103173A RU2174594C1 RU 2174594 C1 RU2174594 C1 RU 2174594C1 RU 2000103173 A RU2000103173 A RU 2000103173A RU 2000103173 A RU2000103173 A RU 2000103173A RU 2174594 C1 RU2174594 C1 RU 2174594C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- acid
- composition
- diphonate
- hydrochloric acid
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для разглинизации призабойной зоны пласта как добывающих, так и нагнетательных скважин, представленного низкопроницаемым терригенным глинистым коллектором и (или) снизившим свою продуктивность вследствие кольматации пор привнесенным глинистым материалом. The invention relates to the oil industry, and in particular to compositions for wedging the bottom-hole formation zone of both production and injection wells, represented by a low-permeable terrigenous clay reservoir and (or) reduced its productivity due to pore clogging by introduced clay material.
Известен способ разглинизации призабойной зоны пласта путем закачки состава, включающего раствор соляной кислоты, аммонийсодержащее вещество и воду (см. патент СССР N 1792483, МКИ E 21 В 43/27, публ. 1993 г.). A known method of claying out the bottom of the formation by injecting a composition comprising a solution of hydrochloric acid, an ammonium-containing substance and water (see USSR patent N 1792483, MKI E 21
Однако данный способ нетехнологичен вследствие необходимости нагревания состава при температуре от 50oC до температуры кипения.However, this method is not technologically advanced due to the need to heat the composition at a temperature of from 50 o C to the boiling point.
Известен состав для реагентной разглинизации скважины, состоящий из пиросульфата натрия, нитрата аммония и воды (см. патент СССР N 1838367, МКИ E 21 В 43/27, публ.1993 г.). Known composition for reagent wedging wells, consisting of sodium pyrosulfate, ammonium nitrate and water (see USSR patent N 1838367, MKI
Недостатком данного состава является недостаточная кислотность состава, слабо разрушающая структуру глинистых минералов. The disadvantage of this composition is the lack of acidity of the composition, slightly destroying the structure of clay minerals.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является состав для обработки призабойной зоны пласта, включающий соляную кислоту, плавиковую кислоту, органический растворитель, добавку и воду (см. патент РФ N 2058362, МКИ E 21 В 43/27, публ. 1996 г.). The closest in technical essence and the achieved effect is a composition for processing the bottom-hole zone of the formation, including hydrochloric acid, hydrofluoric acid, an organic solvent, an additive and water (see RF patent N 2058362, MKI E 21
Данный состав неэффективен вследствие недостаточного увеличения проницаемости заглинизированных коллекторов, ввиду малоэффективности содержащегося в нем компонента, воздействующего на глинистый материал породы, и он не может быть использован в породах, содержащих набухаемые и слабонабухаемые типы глин. This composition is ineffective due to an insufficient increase in the permeability of clayed reservoirs, due to the ineffectiveness of the component contained in it that acts on the clay material of the rock, and it cannot be used in rocks containing swellable and slightly swellable types of clays.
В основу настоящего изобретения положена задача создать эффективный состав для разглинизации призабойной зоны пласта, представленного низкопроницаемым глинистым коллектором или понизившим свои фильтрационные характеристики вследствие кольматации пор привнесенным глинистым материалом в ходе технологических операций, позволяющих за счет снижения набухаемости глин, их разрушения и последующего выноса, увеличить проницаемость призабойной зоны пласта. The present invention is based on the task of creating an effective composition for claying out the bottomhole formation zone, represented by a low-permeable clay reservoir or lowering its filtration characteristics due to pore clogging with clay material introduced during technological operations, which allows to increase permeability by reducing clay swelling, their destruction and subsequent removal bottomhole formation zone.
Поставленная задача решается тем, что состав для разглинизации призабойной зоны пласта, содержащий соляную кислоту, добавку, растворитель и воду, где в качестве добавки используют нитрилотриметилфосфоновую кислоту, или 1-оксиэтилидендифосфоновую кислоту, или нитрат аммония или дифонат, а также в качестве растворителя - водно-метанольную фракцию при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Соляная кислота - 7,0-20,0
Нитрилотриметилфосфоновая кислота, или 1-оксиэтилидендифосфоновая кислота, или нитрат аммония, или дифонат - 0,5-5,0
Водно-метанольная фракция - 33,0-66,0
Вода - Остальное
В вариантах выполнения состава он дополнительно содержит поверхностно-активное вещество при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Соляная кислота - 7,0-20,0
Нитрилотриметилфосфоновая кислота, или 1-оксиэтилидендифосфоновая кислота, или нитрат аммония, или дифонат - 0,5-5,0
Поверхностно-активное вещество - 0,1-2,0
Водно-метанольная фракция - 33,0-66,0
Вода - Остальное
также состав дополнительно содержит фтористоводородную кислоту при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Соляная кислота - 7,0-20,0
Нитрилотриметилфосфоновая кислота, или 1-оксиэтилидендифосфоновая кислота, или нитрат аммония, или дифонат - 0,5-5,0
Фтористоводородная кислота - 0,5-5,0
Поверхностно-активное вещество - 0,1-2,0
Водно-метанольная фракция - 33,0-66,0
Вода - Остальное
Состав для разглинизации призабойной зоны пласта, содержащий соляную кислоту, добавку, растворитель и воду, где в качестве добавки используют смесь дифоната и пероксигидрата мочевины, а в качестве растворителя - водно-метанольную фракцию при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Соляная кислота - 7,0-20,0
Смесь дифоната и пероксигидрата мочевины - 5,0-15,0
Водно-метанольная фракция - 33,0-66,0
Вода - Остальное
В вариантах выполнения состава он дополнительно содержит поверхностно-активное вещество при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Соляная кислота - 7,0-20,0
Смесь дифоната и пероксигидрата мочевины - 5,0-15,0
Поверхностно-активное вещество - 0,1-2,0
Водно-метанольная фракция - 33,0-66,0
Вода - Остальное
Соляную кислоту (HCl) используют по ТУ 38-103141-78, ТУ 6-01-04689381-85-92, ТУ 2458-264-05765670-99.The problem is solved in that the composition for claying out the bottom of the formation containing hydrochloric acid, an additive, a solvent and water, where nitrilotrimethylphosphonic acid, or 1-hydroxyethylidene diphosphonic acid, or ammonium nitrate or diphonate is used as an additive, and also aqueous as a solvent -methanol fraction in the following ratio of components, wt.%:
Hydrochloric acid - 7.0-20.0
Nitrilotrimethylphosphonic acid, or 1-hydroxyethylidene diphosphonic acid, or ammonium nitrate, or diphonate - 0.5-5.0
Water-methanol fraction - 33.0-66.0
Water - Else
In variants of the composition, it additionally contains a surfactant in the following ratio of components, wt.%:
Hydrochloric acid - 7.0-20.0
Nitrilotrimethylphosphonic acid, or 1-hydroxyethylidene diphosphonic acid, or ammonium nitrate, or diphonate - 0.5-5.0
Surfactant - 0.1-2.0
Water-methanol fraction - 33.0-66.0
Water - Else
also the composition additionally contains hydrofluoric acid in the following ratio of components, wt.%:
Hydrochloric acid - 7.0-20.0
Nitrilotrimethylphosphonic acid, or 1-hydroxyethylidene diphosphonic acid, or ammonium nitrate, or diphonate - 0.5-5.0
Hydrofluoric acid - 0.5-5.0
Surfactant - 0.1-2.0
Water-methanol fraction - 33.0-66.0
Water - Else
The composition for claying out the bottom of the formation containing hydrochloric acid, an additive, a solvent and water, where a mixture of urea diphonate and urea peroxyhydrate is used as an additive, and a water-methanol fraction is used as a solvent in the following ratio, wt.%:
Hydrochloric acid - 7.0-20.0
A mixture of diphonate and urea peroxyhydrate - 5.0-15.0
Water-methanol fraction - 33.0-66.0
Water - Else
In variants of the composition, it additionally contains a surfactant in the following ratio of components, wt.%:
Hydrochloric acid - 7.0-20.0
A mixture of diphonate and urea peroxyhydrate - 5.0-15.0
Surfactant - 0.1-2.0
Water-methanol fraction - 33.0-66.0
Water - Else
Hydrochloric acid (HCl) is used according to TU 38-103141-78, TU 6-01-04689381-85-92, TU 2458-264-05765670-99.
Нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ) берут по ТУ 6-09-5283-86, в качестве 1-оксиэтилидендифосфоновой кислоты (ОЭДФ) по ТУ 6-02-1215-81 можно использовать 1-гидроксиэтилидендифосфоновую кислоту (ОЭДФ-МА) по ТУ 6-095372-87, в качестве нитрата аммония используют аммоний азотнокислый по ГОСТ 22867-77 или селитру аммиачную по ГОСТ 2-85, пероксигидрат мочевины (ПГМ) - по ТУ 6-00- 04691277-186-97, дифонат (Д), представляющий водный раствор частично замещенных натриевых солей ряда кислот: нитрилотриметилфосфоновой, метилиминодиметилфосфоновой, оксиэтилидендифософоновой, фосфористой и соляной, по ТУ 6-09-235- 93, смесь дифоната и пероксигидрата мочевины используют при их соотношении 1: (2,5-7,5) соответственно. Nitrilotrimethylphosphonic acid (NTF) is taken according to TU 6-09-5283-86, as 1-hydroxyethylidene diphosphonic acid (OEDP) according to TU 6-02-1215-81 1-hydroxyethylidene diphosphonic acid (OEDP-MA) according to TU 6-095372 can be used -87, ammonium nitrate is used as ammonium nitrate in accordance with GOST 22867-77 or ammonium nitrate in accordance with GOST 2-85, urea peroxyhydrate (PGM) - in accordance with TU 6-00- 04691277-186-97, diphonate (D) representing an aqueous solution partially substituted sodium salts of a number of acids: nitrilotrimethylphosphonic, methyliminodimethylphosphonic, hydroxyethylidene diphosphosonic, phosphate Risto hydrochloric, TU 93 6-09-235- mixture difonata peroxyhydrate and urea are used in a ratio of 1: (2.5-7.5), respectively.
Водно-метанольная фракция (ВМФ) является отходом производства диметилфосфита и представляет собой водный раствор метилового спирта с концентрацией 60% и 80% по ТУ 2421-240-05763441-98. The water-methanol fraction (Navy) is a waste product of dimethylphosphite and is an aqueous solution of methyl alcohol with a concentration of 60% and 80% according to TU 2421-240-05763441-98.
В качестве поверхностно-активного вещества (ПАВ) используют:
- неонол АФ9 - 6,12 - оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена по ТУ 38.507-63-171-91;
- ОП-10 - полиэтиленгликолевый эфир алкилфенола по ГОСТ 8433-81;
- оксанол КД-6-неионогенный ПАВ по ТУ 6-14-821-87;
- фосфенокс Н-9-анионное фосфорсодержащее ПАВ по ТУ 6-00-5763445-13-89;
- оксифос-КД-6-анионное ПАВ по ТУ 6-02-1148-78;
- оксифос Б-1-анионное ПАВ по ТУ 6-02-1336-86.As a surface-active substance (surfactant) use:
- neonol AF 9 - 6.12 - ethoxylated monoalkylphenols based on propylene trimers according to TU 38.507-63-171-91;
- OP-10 - alkylphenol polyethylene glycol ether according to GOST 8433-81;
- oxanol KD-6 nonionic surfactant according to TU 6-14-821-87;
- phosphenox H-9-anionic phosphorus-containing surfactant according to TU 6-00-5763445-13-89;
- oxyphos-KD-6-anionic surfactant according to TU 6-02-1148-78;
- oxyphos B-1-anionic surfactant according to TU 6-02-1336-86.
В качестве фтористоводородной кислоты (HF) используют кислоту по ТУ 6-09-2622-88, ТУ 113-08-523-82, ГОСТ 2567-89, ГОСТ 10484-78. As hydrofluoric acid (HF), acid is used in accordance with TU 6-09-2622-88, TU 113-08-523-82, GOST 2567-89, GOST 10484-78.
Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно создать эффективный состав для разглинизации призабойной зоны пласта, позволяющий за счет подавления набухания глин, их разрушения и частичного растворения увеличить проницаемость призабойной зоны пласта. A new set of claimed essential features allows to obtain a new technical result, namely, to create an effective composition for claying out the bottom-hole formation zone, which allows increasing the permeability of the bottom-hole formation by suppressing clay swelling, their destruction and partial dissolution.
Заявляемый состав может быть приготовлен как в условиях промышленного производства, так и на устье скважины путем последовательного дозирования и перемешивания компонентов в емкости. Состав стабилен при хранении, морозоустойчив до минус 45oC.The inventive composition can be prepared both in industrial production and at the wellhead by sequentially dosing and mixing the components in the tank. The composition is stable during storage, frost-resistant up to minus 45 o C.
Объем закачиваемого состава составляет 1,0-5,0 м3 на 1 м эффективной толщины пласта. После закачки состава дают выдержку для реагирования в течение 15-24 часов. Вынос продуктов реакции из призабойной зоны осуществляют после выдержки при освоении скважины.The volume of the injected composition is 1.0-5.0 m 3 per 1 m of effective formation thickness. After injection of the composition give an exposure to respond for 15-24 hours. The removal of reaction products from the bottom-hole zone is carried out after exposure during well development.
Анализ отобранных в процессе поиска известных решений показал, что в науке и технике нет объекта, аналогичного заявляемой совокупности существенных признаков и обладающего высокими показателями при разглинизации призабойной зоны пласта, что позволяет сделать вывод о соответствии заявленного изобретения критериям "новизна" и "изобретательский уровень". An analysis of the known solutions selected during the search showed that there is no object in science and technology that is similar to the claimed combination of essential features and has high rates when mudding the bottomhole formation zone, which allows us to conclude that the claimed invention meets the criteria of “novelty” and “inventive step”.
Для доказательства соответствия заявленного изобретения критерию "промышленная применимость" приводим конкретные примеры приготовления состава и определения эффективности разглинизации призабойной зоны пласта с использованием известного и заявляемого составов. To prove the conformity of the claimed invention to the criterion of "industrial applicability", we give specific examples of the preparation of the composition and determine the effectiveness of wedging of the bottomhole formation zone using known and claimed compositions.
Оценку эффективности составов проверяют в лабораторных условиях по изучению влияния их на изменение набухаемости глин (коэффициент снижения набухаемости) и влиянию на фильтрационные характеристики заглинизированной пористой среды (коэффициент разглинизации) в зависимости от типа глин. Evaluation of the effectiveness of the compositions is checked in laboratory conditions to study their influence on the change in clay swelling (coefficient of swelling reduction) and the effect on the filtration characteristics of a clayed porous medium (clay factor) depending on the type of clay.
Исследования по снижению набухаемости глин в гидродинамических условиях проводят на модельной установке по методике в соответствии с РД 39-3-1273-85 "Руководство по тестированию химических реагентов для обработки призабойной зоны пласта добывающих и нагнетательных скважин", где в качестве модели используют металлическую трубку диаметром 13,6 мм и длиной 38 мм, а в качестве пористой среды - молотый керновый материал девонского горизонта Ромашкинского месторождения, представленного глинистым песчаником с добавлением 3% (по массе) набухающей глины (монтмориллонита), или 5% (по массе) слабонабухающей глины (гидрослюда+хлорит) или 5% (по массе) из ненабухающей глины (каолинита). Проводят фильтрацию воды через модель в количестве до 350 поровых объема для набухания глинистой составляющей пористой среды, в результате чего происходит снижение проницаемости модели в 10-30 раз. Затем проводят закачку заявляемых составов в количестве 1,2 порового объема модели и выдерживают на реакцию в течение 15-24 часов. По окончании выдержки с обратной стороны модели осуществляют вытеснение отработанных составов пресной водой. Определяют начальные и конечные объемные скорости фильтрации пресной воды и рассчитывают коэффициент снижения набухания набухшей пористой среды от воздействия составами как отношение конечной проницаемости (Kкон) к проницаемости набухшей пористой среды (Kнаб) и коэффициент разглинизации, равный степени извлечения проницаемости пористой среды по сравнению с исходным ненабухшим состоянием (Ккон/Кнач).Studies to reduce the swelling of clays in hydrodynamic conditions are carried out on a model installation according to the method in accordance with RD 39-3-1273-85 "Guidelines for testing chemical reagents for treating the bottom-hole zone of a reservoir of producing and injection wells", where a metal pipe with a diameter of 13.6 mm and 38 mm long, and as a porous medium - ground core material of the Devonian horizon of the Romashkinskoye field, represented by clay sandstone with the addition of 3% (by weight) swelling clay s (montmorillonite) or 5% (by weight) slabonabuhayuschey clay (hydromica + chlorite) or 5% (by weight) of a non-swellable clay (kaolinite). Filter water through the model in an amount of up to 350 pore volumes to swell the clay component of the porous medium, resulting in a decrease in the permeability of the model by 10-30 times. Then, the inventive compositions are injected in an amount of 1.2 pore volume of the model and can withstand the reaction for 15-24 hours. At the end of the exposure, the models are replaced by fresh water on the reverse side of the model. Determine the initial and final volume of fresh water filtration rate and calculate the coefficient of reduction of swelling of the swollen porous medium from the compositions exposure as the ratio of final permeability (K con) to the permeability of the swollen porous medium (K emb) and razglinizatsii coefficient equal extent porous medium permeability recovery compared to initial non-swollen state (K con / K beginning ).
Результаты исследований приведены в таблице. The research results are shown in the table.
Пример 1. Example 1
Берут соляную кислоту с содержанием HCl 7,0 г и добавляют при перемешивании 0,5 г нитрилотриметилфосфоновой кислоты, 33,0 г водно-метанольной фракции с содержанием метанола 50% и 59,5 г воды. Hydrochloric acid with a HCl content of 7.0 g was taken and 0.5 g of nitrilotrimethylphosphonic acid, 33.0 g of a water-methanol fraction with a methanol content of 50% and 59.5 g of water were added with stirring.
Полученный состав перемешивают в течение 30 минут и закачивают в модель. Коэффициент снижения набухания составляет 17, а коэффициент разглинизации 0,75 (см.табл. пример 1). The resulting composition is mixed for 30 minutes and pumped into the model. The swelling reduction coefficient is 17, and the claying coefficient is 0.75 (see table. Example 1).
Пример 2-20 проводят аналогично примеру 1. Только дополнительно вводят ПАВ и HF. Example 2-20 is carried out analogously to example 1. Only additional surfactant and HF.
Пример 21. Example 21
Берут соляную кислоту с содержанием HCl 20,0 г и добавляют при перемешивании 10,0 г смеси дифоната и пероксигидрата мочевины при их соотношении 1:2,5 соответственно, 33,0 г водно-метанольной фракции с содержанием метанола 50%, 37,0 г воды. Hydrochloric acid with a HCl content of 20.0 g is taken and 10.0 g of a mixture of urea diphonate and urea peroxyhydrate are added with stirring at a ratio of 1: 2.5, respectively, 33.0 g of a water-methanol fraction with a methanol content of 50%, 37.0 g of water.
Полученный состав перемешивают в течение 30 минут и закачивают в модель. Коэффициент снижения набухания составляет 13,9, а коэффициент разглинизации - 0,76 (см.таблицу, пример 21). The resulting composition is mixed for 30 minutes and pumped into the model. The swelling reduction coefficient is 13.9, and the claying coefficient is 0.76 (see table, example 21).
Примеры 22-47 проводят аналогично примерам 1-21 с использованием различных компонентов в качестве добавки, с добавлением или без добавления ПАВ и HF, при различных содержаниях компонентов состава и на моделях с содержанием различных типов глин (см. таблицу, пример 22-47). Examples 22-47 are carried out similarly to examples 1-21 using various components as additives, with or without surfactant and HF, with different contents of the components of the composition and on models containing different types of clays (see table, example 22-47) .
Пример 48 (известный состав). Example 48 (known composition).
Соляную кислоту с содержанием HCl 12,0 г смешивают со фтористоводородной кислотой с содержанием 2,0 г HF, с 30,0 г флотореагента Т-66 и 2,0 г сульфата аммония. Указанные компоненты перемешивают с добавлением воды 53,0 г (см. табл., пример 48). Hydrochloric acid with a HCl content of 12.0 g is mixed with hydrofluoric acid containing 2.0 g of HF, with 30.0 g of flotation reagent T-66 and 2.0 g of ammonium sulfate. These components are mixed with the addition of water 53.0 g (see table., Example 48).
По данным таблицы видно, что использование предлагаемого состава позволяет значительно увеличить эффективность обработки глинистого пласта, особенно содержащего в качестве глины каолинит при одновременном проявлении эффекта с содержанием других типов глин. According to the table, it can be seen that the use of the proposed composition can significantly increase the efficiency of processing a clay layer, especially containing kaolinite as clay, while exhibiting an effect containing other types of clays.
Заявляемый состав обладает следующими технико-экономическими преимуществами:
- увеличивает проницаемость призабойной зоны пласта в 1,3-5,7 раз;
- позволяет эффективно использовать крупнотоннажные отходы нефтехимической промышленности.The inventive composition has the following technical and economic advantages:
- increases the permeability of the bottomhole formation zone by 1.3-5.7 times;
- allows you to effectively use large-scale waste from the petrochemical industry.
Claims (1)
Соляная кислота - 7,0 - 20,0
Нитрилотриметилфосфоновая кислота или 1-оксиэтилидендифосфоновая кислота или нитрат аммония или дифонат - 0,5 - 5,0
Водно-метанольная фракция - 33,0 - 66,0
Вода - остальное
2. Состав по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит поверхностно-активное вещество при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Соляная кислота - 7,0 - 20,0
Нитрилотриметилфосфоновая кислота или 1-оксиэтилидендифосфоновая кислота или нитрат аммония или дифонат - 0,5 - 5,0
Поверхностно-активное вещество - 0,1 - 2,0
Водно-метанольная фракция - 33,0 - 66,0
Вода - Остальное
3. Состав по п.2, отличающийся тем, что он дополнительно содержит фтористоводородную кислоту при следующем соотношении компонентов, маc.%:
Соляная кислота - 7,0 - 20,0
Нитрилотриметилфосфоновая кислота или 1-оксиэтилидендифосфоновая кислота или нитрат аммония или дифонат - 0,5 - 5,0
Фтористоводородная кислота - 0,5 - 5,0
Поверхностно-активное вещество - 0,1 - 2,0
Водно-метанольная фракция - 33,0 - 66,0
Вода - Остальное
4. Состав для разглинизации призабойной зоны пласта, содержащий соляную кислоту, добавку, растворитель и воду, отличающийся тем, что в качестве добавки используют смесь дифоната и пероксигидрата мочевины, а в качестве растворителя - водно-метанольную фракцию при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Соляная кислота - 7,0 - 20,0
Смесь дифоната и пероксигидрата мочевины - 5,0 - 15,0
Водно-метанольная фракция - 33,0 - 66,0
Вода - Остальное
5. Состав по п.4, отличающийся тем, что он дополнительно содержит поверхностно-активное вещество при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Соляная кислота - 7,0 - 20,0
Смесь дифоната и пероксигидрата мочевины - 5,0 - 15,0
Поверхностно-активное вещество - 0,1 - 2,0
Водно-метанольная фракция - 33,0 - 66,0
Вода - Остальноен1. The composition for claying out the bottom of the formation, containing hydrochloric acid, an additive, a solvent and water, characterized in that the additive is nitrilotrimethylphosphonic acid or 1-hydroxyethylidene diphosphonic acid or ammonium nitrate or diphonate, and the solvent is a water-methanol fraction the following ratio of components, wt.%:
Hydrochloric acid - 7.0 - 20.0
Nitrilotrimethylphosphonic acid or 1-hydroxyethylidene diphosphonic acid or ammonium nitrate or diphonate - 0.5 - 5.0
Water-methanol fraction - 33.0 - 66.0
Water - the rest
2. The composition according to claim 1, characterized in that it further comprises a surfactant in the following ratio of components, wt.%:
Hydrochloric acid - 7.0 - 20.0
Nitrilotrimethylphosphonic acid or 1-hydroxyethylidene diphosphonic acid or ammonium nitrate or diphonate - 0.5 - 5.0
Surfactant - 0.1 - 2.0
Water-methanol fraction - 33.0 - 66.0
Water - Else
3. The composition according to claim 2, characterized in that it further comprises hydrofluoric acid in the following ratio of components, wt.%:
Hydrochloric acid - 7.0 - 20.0
Nitrilotrimethylphosphonic acid or 1-hydroxyethylidene diphosphonic acid or ammonium nitrate or diphonate - 0.5 - 5.0
Hydrofluoric acid - 0.5 - 5.0
Surfactant - 0.1 - 2.0
Water-methanol fraction - 33.0 - 66.0
Water - Else
4. The composition for claying out the bottom of the formation containing hydrochloric acid, an additive, a solvent and water, characterized in that as an additive, a mixture of urea diphonate and urea peroxyhydrate is used, and a water-methanol fraction is used as a solvent in the following ratio of components, wt.% :
Hydrochloric acid - 7.0 - 20.0
A mixture of urea diphonate and peroxyhydrate - 5.0 - 15.0
Water-methanol fraction - 33.0 - 66.0
Water - Else
5. The composition according to claim 4, characterized in that it further comprises a surfactant in the following ratio of components, wt.%:
Hydrochloric acid - 7.0 - 20.0
A mixture of urea diphonate and peroxyhydrate - 5.0 - 15.0
Surfactant - 0.1 - 2.0
Water-methanol fraction - 33.0 - 66.0
Water - Rest
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000103173A RU2174594C1 (en) | 2000-02-08 | 2000-02-08 | Composition for unclaying of formation bottom zone (versions) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000103173A RU2174594C1 (en) | 2000-02-08 | 2000-02-08 | Composition for unclaying of formation bottom zone (versions) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2174594C1 true RU2174594C1 (en) | 2001-10-10 |
Family
ID=20230411
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2000103173A RU2174594C1 (en) | 2000-02-08 | 2000-02-08 | Composition for unclaying of formation bottom zone (versions) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2174594C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102816559A (en) * | 2012-07-30 | 2012-12-12 | 大庆井升伟业油田技术服务有限公司 | Chemical blocking remover for polymer flooding injection well |
| RU2561106C2 (en) * | 2013-11-15 | 2015-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственая фирма "ТехноФтор" | Bottom hole acidising composition (versions) |
| RU2572401C2 (en) * | 2014-05-15 | 2016-01-10 | Виталий Юрьевич Федоренко | Multifunctional acid composition for treatment of bottomhole formation zone and method of acid treatment for bottomhole formation zone |
| RU2723768C1 (en) * | 2019-08-26 | 2020-06-17 | Акционерное общество "Самаранефтегаз" | Acidic composition for treatment of formation bottom-hole zone |
-
2000
- 2000-02-08 RU RU2000103173A patent/RU2174594C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| КРИСТИАН М.И. и др. Увеличение продуктивности и приемистости скважин. -M.: Недра, 1985, с.22,99. * |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102816559A (en) * | 2012-07-30 | 2012-12-12 | 大庆井升伟业油田技术服务有限公司 | Chemical blocking remover for polymer flooding injection well |
| RU2561106C2 (en) * | 2013-11-15 | 2015-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственая фирма "ТехноФтор" | Bottom hole acidising composition (versions) |
| RU2572401C2 (en) * | 2014-05-15 | 2016-01-10 | Виталий Юрьевич Федоренко | Multifunctional acid composition for treatment of bottomhole formation zone and method of acid treatment for bottomhole formation zone |
| RU2723768C1 (en) * | 2019-08-26 | 2020-06-17 | Акционерное общество "Самаранефтегаз" | Acidic composition for treatment of formation bottom-hole zone |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA026696B1 (en) | Method of removing filter cake at low temperature (embodiments) | |
| RU2174594C1 (en) | Composition for unclaying of formation bottom zone (versions) | |
| RU2100587C1 (en) | Compound for acid treatment of bottom-hole formation zone | |
| RU2249101C1 (en) | Acidic surfactant compound for processing face-adjacent zone | |
| RU2065947C1 (en) | Method of developing nonuniform in respect to permeability watered oil strata | |
| RU2388786C2 (en) | Composition for acid treatment of bottom-hole zone of low-permeable terrigenous bed | |
| RU2181832C2 (en) | Method of treatment of bottom-hole zone with chemical reagent | |
| RU2039224C1 (en) | Flooded oil field exploitation method | |
| RU2124123C1 (en) | Method for treating bottom-hole zone of oil bed | |
| RU2759614C1 (en) | Reagent composition for destructing calcium carbonate deposition in gas boreholes of underground gas storage facilities | |
| RU2165013C1 (en) | Method of treating terrigenous and clay oil reservoirs | |
| US2824834A (en) | Acidizing wells | |
| RU2261323C1 (en) | Treatment method for bottomhole area of terrigenous bed of gas well under abnormal low pressure | |
| RU2235871C2 (en) | Acidic composition for treating face-adjacent bed section | |
| RU2168617C2 (en) | Method of developing oil deposit | |
| RU2187634C2 (en) | Method of treatment of bottom-hole zone of high- temperature low-permeability sand-argillaceous reservoirs of jurassic deposits of latitudinal of region | |
| RU2752461C1 (en) | Dry acid composition for acid treatment of collectors | |
| RU2204016C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2217583C1 (en) | Process of development of flooded oil deposit | |
| RU2172811C2 (en) | Method of stabilization of bottom-hole producing formation zones | |
| RU2304706C2 (en) | Method of controlling development of nonuniform oil formation | |
| RU2365611C1 (en) | Composition of polysaccharide gel for damping and washing of wells and method of its preparing | |
| RU2285792C1 (en) | Oil and gas-condensate deposit development method | |
| RU2123588C1 (en) | Compound for treating bottom-hole zone of bed | |
| SU1763642A1 (en) | Method of combined bed treatment with acid |