RU2181832C2 - Method of treatment of bottom-hole zone with chemical reagent - Google Patents
Method of treatment of bottom-hole zone with chemical reagent Download PDFInfo
- Publication number
- RU2181832C2 RU2181832C2 RU2000108907A RU2000108907A RU2181832C2 RU 2181832 C2 RU2181832 C2 RU 2181832C2 RU 2000108907 A RU2000108907 A RU 2000108907A RU 2000108907 A RU2000108907 A RU 2000108907A RU 2181832 C2 RU2181832 C2 RU 2181832C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- acid
- chemical reagent
- surfactant
- pressure
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к химреагентным способам восстановления в призабойной зоне скважин фильтрационных характеристик продуктивного пласта. The invention relates to the oil and gas industry, in particular to chemical reagent recovery methods in the bottomhole zone of the wells of the filtration characteristics of the reservoir.
Основной причиной, приводящей к резкому снижению фильтрационных характеристик продуктивного пласта в призабойной зоне скважин, является воздействие при строительстве и ремонте скважин на породу и пластовые флюиды применяемых буровых растворов и других технологических жидкостей, а также физико-химические процессы, вызванные технологией и режимом эксплуатации скважин. The main reason leading to a sharp decrease in the filtration characteristics of the productive formation in the near-wellbore zone of the wells is the impact during construction and repair of the wells on the rock and formation fluids of the used drilling fluids and other process fluids, as well as physicochemical processes caused by the technology and mode of operation of the wells.
В промысловой практике известны многочисленные способы химреагентной очистки призабойной зоны скважин от кольматирующих пласт образований органического и неорганического происхождения и восстановления фильтрационных характеристик продуктивного коллектора (SU 1571224 А1, 15.06.90, SU 1806260 A3, 30.03.93, RU 20655950 С1, 27.08.96, US 5355958 А, 18.10.94). Numerous methods are known in field practice for chemical reagent cleaning of the bottom-hole zone of wells from clogging formations of formations of organic and inorganic origin and restoration of the filtration characteristics of the productive reservoir (SU 1571224 A1, 15.06.90, SU 1806260 A3, 30.03.93, RU 20655950 C1, 08.27.96, US 5,355,958 A, 10/18/94).
Так, известен состав для обработки призабойной зоны пласта, включающий поверхностно-активное вещество, соляную кислоту и воду (SU 1161699, кл. Е 21 В 43/22, 1984). Thus, a composition is known for treating a bottomhole formation zone, including a surfactant, hydrochloric acid and water (SU 1161699, class E 21 B 43/22, 1984).
Недостатками данного способа являются невысокие отмывающие свойства в отношении асфальто-смолистых и парафиновых отложений (АСПО) и неспособность пептизировать и удалять плотные полимерно-глинистые образования, образуемые из-за фильтрации в пласт части бурового раствора. The disadvantages of this method are the low washing properties with respect to asphalt-resinous and paraffin deposits (paraffin deposits) and the inability to peptize and remove dense polymer-clay formations formed due to the filtration of a portion of the drilling fluid into the formation.
Известен способ удаления кольматирующих образований из углеводородсодержащих пластов, включающий закачку в пласт кислотного технологического раствора, содержащего, мас.%: метанол 50-70, фосфоновую кислоту 0,3-3,5, поверхностно-активное вещество 0,2-1,5, вода остальное, удаление технологического раствора из пласта при достижении флюида постоянного состава, после чего в пласт закачивают второй технологический раствор, содержащий, мас.%: метанол 50-70, пирофосфат или ортофосфат натрия 3-10, поверхностно-активное вещество 0,2-1,5 и вода остальное. При этом в качестве фосфоновой кислоты используют оксиэтилендиофосфоновую (ОЭДФ) кислоту (RU 2065036 С1, кл. Е 21 В 43/27, 29.09.94). A known method of removing colmatating formations from hydrocarbon-containing formations, including the injection into the reservoir of an acidic technological solution containing, wt.%: Methanol 50-70, phosphonic acid 0.3-3.5, surfactant 0.2-1.5, the rest of the water, removing the technological solution from the formation when a fluid of constant composition is reached, after which the second technological solution is pumped into the formation, containing, wt%: methanol 50-70, sodium pyrophosphate or orthophosphate 3-10, surfactant 0.2- 1.5 and water the rest. In this case, hydroxyethylenediophosphonic (HEDP) acid (RU 2065036 C1, CL E 21 B 43/27, 09/29/94) is used as phosphonic acid.
Недостатки способа - низкая эффективность растворения и пептизации АСПО и необходимость удаления из скважины, перед пуском ее в эксплуатацию, вредных для окружающей среды отработанных технологических растворов. The disadvantages of the method are the low efficiency of the dissolution and peptization of paraffin and the need to remove from the well, before putting it into operation, harmful to the environment waste technological solutions.
Известны методы повышения эффективности действия закачиваемых в скважину кислотных технологических растворов путем предварительной промывки призабойной зоны пласта от АСПО горячей нефтью или растворителями (дизельное топливо, или нефрас, или смесь толуольной и гексановой фракции и т.п.), либо путем предварительного прогрева скважин электрическим кабелем (Е.Ф.Смолянец и др. Осложнения в добыче нефти и борьба с ними, ж. Нефтяное хозяйство, 2, 1994 г., с.37). Known methods for increasing the efficiency of acidic technological solutions injected into a well by pre-washing the bottom-hole zone of the formation from a paraffin deposit with hot oil or solvents (diesel fuel, or nefras, or a mixture of toluene and hexane fractions, etc.), or by preheating the wells with an electric cable (EF Smolyanets et al. Complications in oil production and their control, J. Oil industry, 2, 1994, p. 37).
Однако даже и в этих случаях, если в призабойной зоне скважин в составе органических компонентов, кольматирующих продуктивный коллектор, содержится повышенное количество парафиновых углеводородов с температурой плавления выше 50oС, эффективность такой обработки продуктивного коллектора, несмотря на большие затраты, будет незначительной.However, even in these cases, if in the near-wellbore zone of the wells, the organic components that clog the productive reservoir contain an increased amount of paraffin hydrocarbons with a melting point above 50 ° C, the efficiency of such processing of the productive reservoir, despite the large costs, will be negligible.
Известна самогенерирующая пенная система для освоения скважин, включающая применение для обработки скважин водных растворов карбамида, нитрита натрия и соляной кислоты, химическая реакция между которыми происходит с выделением тепла и двух газов - азота и углекислого газа. Закачка такой системы в скважину за счет ее интенсивного вспенивания (степень насыщения системы газами до 100 нм3/м3) интенсифицирует не только приток в скважину продукции из пласта, но и способствует очистке от АСПО призабойной зоны скважины (RU 1035201 А, кл. Е 21 В 43/25, 01.02.82).A self-generating foam system for well development is known, which includes the use of aqueous solutions of carbamide, sodium nitrite and hydrochloric acid for processing wells, the chemical reaction between which occurs with the release of heat and two gases - nitrogen and carbon dioxide. The injection of such a system into the well due to its intensive foaming (the degree of saturation of the system with gases up to 100 nm 3 / m 3 ) intensifies not only the influx of products from the formation into the well, but also contributes to the cleaning of the bottomhole zone of the well from ASPO (RU 1035201 A, class E 21 B 43/25, 02/01/82).
Недостатком является низкая очищающая способность самогенерируемой пенной системы по отношению глинисто-полимерным кольматирующим пласт компонентам бурового раствора. The disadvantage is the low cleaning ability of the self-generated foam system in relation to the clay-polymer clogging formation layer of the mud components.
Наиболее близким по технологической сущности и достигаемому эффекту к заявляемому способу относится способ термохимической обработки призабойной зоны скважины путем последовательной закачки в пласт через колонну труб химического реагента и раствора соляной кислоты, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности обработки пласта и уменьшения степени разрушающего воздействия на металлическую колонну труб, в качестве химического реагента используют суспензию карбида кальция (авт. св. СССР 1028837 А, кл. Е 21 В 43/27, 22.04.81). The closest in technological essence and the achieved effect to the claimed method relates to a method for thermochemical treatment of the bottom hole of a well by sequentially injecting a chemical reagent and a solution of hydrochloric acid into the formation through a pipe string, characterized in that, in order to increase the efficiency of the formation treatment and reduce the degree of destructive effect on a metal pipe string, a suspension of calcium carbide is used as a chemical reagent (ed. St. USSR 1028837 A, class E 21 B 43/27, 04/22/81).
Основной недостаток данного способа - сложность приготовления на практике в углеводородной жидкости суспензии из частиц карбида кальция из-за высоких прочностных свойств последнего. Кроме того, при контакте с водой углеводородной суспензии карбида кальция происходит реакция разложения карбида кальция водой с образованием горючего газа-ацетилена и нерастворимого в воде осадка окиси кальция, который в ряде случаев, например при использовании бурового раствора на меловой основе, сам может являться причиной загрязнения добываемой продукции твердыми примесями, при этом та тепловая энергия, которая выделяется при химическом реагировании соляной кислоты с гидроокисью кальция (концентрированная соляная кислота с карбидом кальция не реагирует), не может оказать особого влияния на очистку призабойной зоны пласта от кольматирующих образований. The main disadvantage of this method is the difficulty of preparing in practice in a hydrocarbon liquid a suspension of calcium carbide particles due to the high strength properties of the latter. In addition, when a hydrocarbon suspension of calcium carbide is contacted with water, the decomposition of calcium carbide occurs with water to form flammable acetylene gas and a water-insoluble precipitate of calcium oxide, which in some cases, for example, when using chalk-based drilling mud, can itself cause pollution solid products, the thermal energy that is released during the chemical reaction of hydrochloric acid with calcium hydroxide (concentrated hydrochloric acid with carby th calcium does not respond), may not have much impact on the cleaning of the bottomhole formation zone by bridging formations.
Целью изобретения является разработка химреагентного способа обработки призабойной зоны скважины, позволяющего восстановить фильтрационные характеристики продуктивного коллектора до значений, близких к первоначальному, за счет эффективного воздействия как на АСПО, так и глино-полимерные образования. The aim of the invention is to develop a chemical reagent method for processing the bottom-hole zone of the well, which allows to restore the filtration characteristics of the productive reservoir to values close to the original, due to the effective impact on both paraffin and clay-polymer formations.
Поставленная цель достигается тем, что в предлагаемом химреагентном способе обработки призабойной зоны скважин, включающем последовательную закачку в скважину углеводородной суспензии и водного раствора соляной кислоты, взаимодействующих между собой с выделением тепла и газообразных компонентов, углеводородная суспензия содержит, мас.%:
Нитрит натрия, или калия, или кальция - 25,0 - 30,0
Карбамид - 25,0 - 30,0
Дизельное топливо, или керосин - Остальное
а в водный раствор соляной кислоты дополнительно вводят фтористо-водородную кислоту, растворитель асфальтено-смоло-парафиновых отложений (АСПО), неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ) и оксиэтилендифосфоновую кислоту (ОЭДФ) с образованием кислотного поверхностно-активного состава, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Соляная кислота - 5,0 - 23,0
Фтористоводородная кислота - 2,0 - 10,0
Растворитель АСПО - 5,0 - 25,0
НПАВ - 1,0 - 5,0
ОЭДФ - 1,0 - 15,0
Вода - Остальное
При этом в скважину закачивают вначале углеводородную суспензию, затем кислотный поверхностно-активный состав, после чего скважину выдерживают на реагирование в закрытом состоянии, при этом время, необходимое на реагирование, контролируется по величине и скорости нарастания давления на устье скважины и считается достаточным, когда давление в скважине, достигнув максимального значения, начинает снижаться.This goal is achieved by the fact that in the proposed chemical reagent method for processing the bottom-hole zone of wells, which includes sequential injection of a hydrocarbon suspension and an aqueous solution of hydrochloric acid into the well, which interact with each other with the release of heat and gaseous components, the hydrocarbon suspension contains, wt.%:
Sodium or potassium or calcium nitrite - 25.0 - 30.0
Urea - 25.0 - 30.0
Diesel, or Kerosene - Else
and in an aqueous solution of hydrochloric acid, hydrofluoric acid, a solvent of asphaltene-resin-paraffin deposits (ASPO), a nonionic surfactant (nonionic surfactant) and hydroxyethylene diphosphonic acid (HEDP) are additionally introduced with the formation of an acid surfactant, in the following ratio of components , wt.%:
Hydrochloric acid - 5.0 - 23.0
Hydrofluoric acid - 2.0 - 10.0
AFS solvent - 5.0 - 25.0
Nonionic surfactants - 1.0 - 5.0
OEDF - 1.0 - 15.0
Water - Else
In this case, the hydrocarbon slurry is first pumped into the well, then the acid surfactant, after which the well is allowed to react in the closed state, while the time required for the reaction is controlled by the magnitude and rate of increase in pressure at the wellhead and is considered sufficient when the pressure in the well, reaching a maximum value, begins to decline.
В качестве растворителя асфальто-смоло-парафиновых отложений используют толуол, или смесь ароматических растворителей, таких как нефрас АР-120/200 (ТУ 38-101809-80), или нефрас АР-130/150 (ГОСТ 10215-78) и др., в качестве НПАВ используют продукты оксиэтилирования алкилфенолов типа ОП-10 (ГОСТ 84.3.3. -81), или неонола Аф 9-12 (ТУ 38.50-724-87), или СНО-4Б (ТУ 39-57946-88) и др. , а в качестве ОЭДФ используют продукт, выпускаемый по ТУ 6-14-614-76, или ТУ 6-02-1215-81. При этом необходимое время выдерживания скважины в закрытом состоянии контролируют по величине и скорости нарастания давления в скважине. Toluene or a mixture of aromatic solvents, such as nefras AR-120/200 (TU 38-101809-80), or nefras AR-130/150 (GOST 10215-78), etc. are used as a solvent for asphalt-resin-paraffin deposits. , as nonionic surfactants use the products of the hydroxyethylation of alkyl phenols of the type OP-10 (GOST 84.3.3. -81), or neonol Af 9-12 (TU 38.50-724-87), or CHO-4B (TU 39-57946-88) and etc., and as OEDF use a product manufactured according to TU 6-14-614-76, or TU 6-02-1215-81. At the same time, the required time for keeping the well in the closed state is controlled by the magnitude and rate of increase in pressure in the well.
Скважина считается обработанной и вводится в эксплуатацию, когда давление на устье скважины, достигнув максимального значения, начинает снижаться. При таком способе обработки скважины в результате постепенного перехода дисперсии нитрита натрия и карбамида из углеводородной фазы в воду и термохимической реакции в воде данных реагентов с соляной, хлористоводородной и ОЭДФ кислотами происходит разогрев призабойной зоны скважины с интенсивным газовыделением. Все это не только ускоряет процессы расплавления и растворения АСПО, но и интенсифицирует также растворение глино-полимерных и прочих отложений, кольматирующих призабойную зону скважины. При этом, под воздействием НПАВ, растворителя и газовыделения происходит диспергирование и переход кольматирующих отложений в водную фазу в виде маловязкой эмульсионно-дисперсной системы прямого типа, хорошо фильтруемую в водонасыщенные участки пласта, т. е. систему, не требующую ее удаления из скважины. Более того, обладая высокими поверхностно-активными свойствами, данная система при фильтрации в продуктивный пласт повышает проницаемость коллектора по отношению к нефти и, наоборот, снижает проницаемость по отношению к воде. Последнее объясняется тем, что гидрофобные коллоидно-дисперсные частицы, образуемые в воде в результате растворения и диспергирования АСПО и других отложений, при закачке их в высокопроницаемые, водонасыщенные интервалы пласта, адсорбируясь на гидрофильных участках породы или накапливаясь в поровых каналах пласта, снижают их фазовую проницаемость в первую очередь для воды, чем для нефти, что выгодно отличает предлагаемый способ от известного способа, взятого за прототип. The well is considered processed and put into operation when the pressure at the wellhead, having reached its maximum value, begins to decline. With this method of treating the well, as a result of the gradual transition of the dispersion of sodium nitrite and urea from the hydrocarbon phase to water and the thermochemical reaction in water of these reagents with hydrochloric, hydrochloric and HEDP acids, the bottom hole zone of the well with intense gas evolution is heated. All this not only accelerates the processes of melting and dissolution of paraffin deposits, but also intensifies the dissolution of clay-polymer and other deposits that clog the bottomhole zone of the well. At the same time, under the influence of nonionic surfactants, solvent and gas evolution, dispersing sediments are dispersed and the transition to the aqueous phase occurs in the form of a low-viscosity emulsion-disperse system of the direct type, which is well filtered into water-saturated sections of the reservoir, i.e., a system that does not require its removal from the well. Moreover, having high surface-active properties, this system, when filtered into the reservoir, increases the permeability of the reservoir with respect to oil and, conversely, reduces the permeability with respect to water. The latter is explained by the fact that hydrophobic colloid-dispersed particles formed in water as a result of dissolution and dispersion of paraffin and other deposits, when they are injected into highly permeable, water-saturated intervals of the formation, adsorbed on hydrophilic sections of the rock or accumulate in the pore channels of the formation, reduce their phase permeability primarily for water than for oil, which distinguishes the proposed method from the known method, taken as a prototype.
Для сравнительной оценки эффективности растворяющей способности известных составов и составов, используемых в предлагаемом химреагентном способе обработки призабойной зоны скважины, использовали искусственно приготовленную кольматирующую смесь, состоящую из карбоната кальция (49 мас.%), АСПО с температурой плавления 56oС (30 мас.%), бентонитовой глины (20 мас.%) и полимера - гипана(1 мас.%).For a comparative assessment of the efficiency of the solvent capacity of the known compositions and compositions used in the proposed chemical reagent method for treating the bottom-hole zone of the well, an artificially prepared coagulating mixture consisting of calcium carbonate (49 wt.%), Paraffin wax with a melting point of 56 o C (30 wt.%) Was used. ), bentonite clay (20 wt.%) and polymer - hypane (1 wt.%).
Растворяющая способность (Рс) составов оценивалась по интенсивности их воздействия с АСПО с карбонатом кальция, бентонитовой глиной и гипаном, по изменению веса модели кольматируемой смеси до и после ее обработки анализируемым технологическим составом по формуле (1)
Рс=[(Go-Gк)•100]/Go, % (1)
где Go - навеска обрабатываемой кольматируемой смеси, г;
Gк - вес нерастворимого остатка после обработки смеси, г.The dissolving ability (Pc) of the compositions was evaluated by the intensity of their exposure with paraffin with calcium carbonate, bentonite clay and hypane, by changing the weight of the model of the mixture being matted before and after its processing by the analyzed technological composition according to the formula (1)
Pc = [(Go-Gk) • 100] / Go,% (1)
where Go is the sample weight of the treated mixture, g;
Gк - weight of insoluble residue after processing the mixture, g
Изменение проницаемости пласта в отношении нефти и воды после его обработки эмульсионно-дисперсной системой, образующейся при воздействии технологических составов на кольматирующие пласт образования, исследовали на насыпной модели пласта (кварцевом песке) длиной 500 мм и диаметром 11 мм, имеющей пористость 36% и проницаемость до обработки по нефти 0,25 мкм2 и по воде 3,8 мкм2.The change in the permeability of the formation with respect to oil and water after it is treated with an emulsion-disperse system formed when technological formulations act on the formation that clogs the formation was studied on a bulk model of the formation (quartz sand) with a length of 500 mm and a diameter of 11 mm, with a porosity of 36% and a permeability of up to processing oil 0.25 μm 2 and water 3.8 μm 2 .
Опыты проводили при комнатной температуре (20+5oС). Объем закачанного в модель пласта отработанного состава во всех опытах был постоянным, равным одному поровому объему модели пласта.The experiments were carried out at room temperature (20 + 5 o C). The volume of the spent composition pumped into the reservoir model in all experiments was constant, equal to one pore volume of the reservoir model.
Изменение параметра проницаемости нефтенасыщенной модели пласта по нефти в относ.% (Nn%), рассчитывали по формуле (2):
Nn%=[n-0,25):0,25]•100, (2)
где n - проницаемость нефтенасыщенной модели пласта после закачки одного порового объема отработанного технологического состава, мкм2, а изменение проницаемости водонасыщенной модели пласта по воде в относ.% (Nn%), рассчитывали по формуле (3):
Nв%=[(в-3,8):3,8]•100, (3)
где в - проницаемость водонасыщенной модели пласта после закачки одного порового объема отработанного технологического состава, мкм2.The change in the permeability parameter of the oil-saturated reservoir model for oil in relative% (Nn%) was calculated by the formula (2):
Nn% = [n-0.25): 0.25] • 100, (2)
where n is the permeability of the oil-saturated model of the formation after injection of one pore volume of the spent technological composition, μm 2 , and the change in the permeability of the water-saturated model of the formation in water in relative% (Nn%) was calculated by the formula (3):
Nv% = [(v-3.8): 3.8] • 100, (3)
where in - the permeability of the water-saturated model of the reservoir after injection of one pore volume of the spent technological composition, μm 2 .
Результаты испытаний растворяющей способности (Рс, %) анализируемых составов на кольматирующие пласт образования и влияние продуктов обработки на изменение проницаемости модели пласта в отношении нефти - Nn% и воды - Nв%, представлены в табл. 1. The test results of the dissolving ability (Pc,%) of the analyzed formulations on the formation that clogs the formation and the influence of the treatment products on the change in the permeability of the formation model with respect to oil - Nn% and water - Nv% are presented in Table 1.
Из представленных в табл.1 данных следует, что используемые в предлагаемом способе технологические составы (пп.6-10) в отличие от состава по прототипу (пп. 1-3), обладают не только способностью при их взаимодействии между собой к газовыделению и нагреванию системы, что интенсифицирует процесс растворения как АСПЛ, но и растворению карбонатных и глино-полимерных образований. From the data presented in table 1, it follows that the technological compositions used in the proposed method (pp. 6-10), in contrast to the prototype composition (claims 1-3), have not only the ability to release gas and heat when they interact with each other system, which intensifies the dissolution process as ASL, but also the dissolution of carbonate and clay-polymer formations.
Кроме того, в отличие от известного состава (п.1-5), предлагаемый способ восстанавливает на 100% (п.6-7) и даже повышает до 110-120% (п.8-10), начальную проницаемость по нефти нефтенасыщенных участков пласта. In addition, in contrast to the known composition (p. 1-5), the proposed method restores by 100% (p. 6-7) and even increases to 110-120% (p. 8-10), the initial oil-saturated oil permeability sections of the reservoir.
Сопоставительный анализ показывает, что предлагаемый химреагентный способ обработки призабойной зоны от известных технических решений отличается также и тем, что он за счет присутствия оксиэтилендифосфоновой кислоты (ОЭДФ) в диапазоне концентрации 1-14 мас.% предотвращает также образование в пласте нерастворимых солей фторидов кальция, магния и др. Comparative analysis shows that the proposed chemical-based method for treating the bottom-hole zone differs from the well-known technical solutions in that it also prevents the formation of insoluble salts of calcium and magnesium fluorides in the formation due to the presence of hydroxyethylene diphosphonic acid (HEDP) in a concentration range of 1-14 wt.% and etc.
При этом, как следует из данных табл.1, при данном содержании в кислотном поверхностно-активном составе ОЭДФ прослеживается и положительный эффект воздействия данной добавки на Рс% технологического состава и на влияние отработанных растворов на изменение Nn% и Nв%. Однако дальнейшее превышение содержания ОЭДФ в данном составе экономически нецелесообразно. Moreover, as follows from the data in Table 1, for a given content of HEDP in the acid surfactant composition, a positive effect of the effect of this additive on Pc% of the technological composition and on the effect of spent solutions on the change in Nn% and Nv% is also traced. However, a further excess of the OEDP content in this composition is not economically feasible.
Использование в разработанном химреагентном способе обработки призабойной зоны скважин указанных технологических составов и оптимальное содержание в них применяемых компонентов являются основными отличительными признаками, которые обеспечивают достижение в предлагаемом способе нового технологического эффекта, а именно превращение АСПО и глино-полимерных отложений при их обработке предлагаемыми составами в маловязкую эмульсинно-дисперсную систему прямого типа, не требующую ее удаления из скважины. The use of the indicated technological compositions in the developed chemical reagent method for treating the bottom-hole zone of wells and the optimal content of the components used in them are the main distinguishing features that ensure the achievement of a new technological effect in the proposed method, namely, the conversion of paraffin and clay-polymer deposits during their processing by the proposed compositions into low viscosity emulsion-disperse system of direct type, not requiring its removal from the well.
Эффективность применения предлагаемого химреагентного способа на практике проверялась при обработке ряда нагнетательных и добывающих скважин Поточного и Чумпасского месторождений ТПП "Лангепаснефтегаз" НК "ЛУКойл". Обработку скважин осуществляли по общепринятой технологии кислотной обработки призабойной зоны (ОПЗ) с той лишь разницей, что вместо предварительной промывки скважины от АСПО горячей нефтью или углеводородным растворителем, например нефрас, в скважину закачивали суспензию нитрита натрия и карбамида в дизельном топливе (СДТ), а вместо глино-кислоты закачивали кислотный поверхностно-активный состав, содержащий НС1 - 20,0%. HF - 2,0%, и ПЛАВ - 5,0%, растворитель - 25%. The effectiveness of the proposed chemical reagent method was tested in practice when processing a number of injection and production wells of the Flow and Chumpassky fields of the Langepasneftegaz Oil and Gas Company LUKoil. Well treatment was carried out according to the conventional technology of bottom-hole acid treatment (BHP) with the only difference being that instead of pre-flushing the well from ASPA with hot oil or a hydrocarbon solvent, such as nefras, a suspension of sodium nitrite and urea in diesel fuel (SDT) was pumped into the well, and instead of glinoic acid, an acid surfactant containing HC1 of 20.0% was pumped. HF - 2.0%, and PLAV - 5.0%, solvent - 25%.
Общие сведения о характеристике обрабатываемых скважин и об объемах и составах технологических жидкостей, используемых для ОПЗ скважин, представлены в табл.2. General information about the characteristics of the wells being processed and the volumes and compositions of the process fluids used for the SCR wells are presented in Table 2.
Характер изменения режима работы скважин после ОПЗ предлагаемым способом, в сравнении с ранее проводимыми обычными кислотными обработками данных скважин, приведен в табл.3. Из табл.3 следует, что при обработке нагнетательных скважин предлагаемым способом достигается более глубокая очистка призабойной зоны от АСПО и прочих кольматирующих пласт отложений, чем при известной кислотной обработке, что проявляется в резком (в 2-3 раза) возрастании приемистости нагнетательных скважин при одновременном заметном (15-20%) снижении давления нагнетания, что чрезвычайно важно в части повышения надежности работы системы поддержания пластового давления. Применение предлагаемого способа для ОПЗ добывающей скважины (см.п.5) позволило не только значительно (на 30%) увеличить дебит скважины по нефти (после обычной кислотной обработки дебит скважины увеличился на 16%), но и существенно (почти на 10%) снизить общую обводненность добываемой продукции, что не наблюдалось при обычной кислотной обработке скважины. The nature of the change in the mode of operation of the wells after the SCR of the proposed method, in comparison with previously conducted conventional acid treatments of these wells, is given in Table 3. From table 3 it follows that when processing injection wells by the proposed method, a deeper cleaning of the bottom-hole zone from ASPO and other sediment-forming deposits is achieved than with the known acid treatment, which manifests itself in a sharp (2-3 times) increase in the injectivity of injection wells while a noticeable (15-20%) decrease in discharge pressure, which is extremely important in terms of increasing the reliability of the reservoir pressure maintenance system. The application of the proposed method for the SCR of a producing well (see paragraph 5) not only significantly (by 30%) increased the oil production rate of the well (after normal acid treatment, the production rate increased by 16%), but also significantly (almost 10%) reduce the total water cut of the produced products, which was not observed during normal acid treatment of the well.
Claims (1)
Нитрит натрия, или калия, или кальция - 25-30
Карбамид - 25-30
Дизельное топливо или керосин - Остальное
а водный раствор соляной кислоты дополнительно содержит фтористо-водородную кислоту, растворитель асфальтено-смоло-парафиновых отложений, неионогенное поверхностно-активное вещество и оксиэтилендифосфоновую кислоту с образованием кислотного поверхностно-активного состава при следующем соотношении компонентов, мас. %:
Соляная кислота - 5,0-23,0
Фтористо-водородная кислота - 2,0-10,0
Растворитель асфальтено-смоло-парафиновых отложений - 5,0-25,0
Неионогенное поверхностно-активное вещество - 1,0-5,0
Оксиэтилендифосфоновая кислота - 1,0-15,0
Вода - Остальное
2. Химреагентный способ обработки призабойной зоны скважины по п. 1, отличающийся тем, что в скважину вначале закачивают углеводородную суспензию, затем кислотный поверхностно-активный состав, после чего скважину выдерживают на реагирование в закрытом состоянии, при этом время, необходимое на реагирование, контролируется по величине и скорости нарастания давления на устье скважины и считается достаточным, когда давление в скважине, достигнув максимального значения, начинает снижаться.1. A chemical reagent method for treating the bottom-hole zone of a well, comprising sequentially injecting a hydrocarbon slurry and an aqueous solution of hydrochloric acid into the well, interacting with each other with the release of heat and gaseous components, characterized in that the hydrocarbon slurry contains, wt. %:
Sodium or potassium or calcium nitrite - 25-30
Urea - 25-30
Diesel or Kerosene - Other
and the aqueous hydrochloric acid solution further comprises hydrofluoric acid, a solvent of asphaltene-resin-paraffin deposits, a nonionic surfactant and hydroxyethylene diphosphonic acid to form an acid surfactant in the following ratio, wt. %:
Hydrochloric acid - 5.0-23.0
Hydrofluoric acid - 2.0-10.0
Solvent of asphaltene-resin-paraffin deposits - 5.0-25.0
Nonionic surfactant 1.0-5.0
Oxyethylene diphosphonic acid - 1.0-15.0
Water - Else
2. A chemical reagent treatment method for the bottomhole zone of a well according to claim 1, characterized in that a hydrocarbon slurry is first pumped into the well, then an acid surfactant, after which the well is allowed to react in a closed state, while the time required for reaction is controlled in magnitude and rate of increase in pressure at the wellhead and is considered sufficient when the pressure in the well, having reached its maximum value, begins to decrease.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000108907A RU2181832C2 (en) | 2000-04-10 | 2000-04-10 | Method of treatment of bottom-hole zone with chemical reagent |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000108907A RU2181832C2 (en) | 2000-04-10 | 2000-04-10 | Method of treatment of bottom-hole zone with chemical reagent |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2181832C2 true RU2181832C2 (en) | 2002-04-27 |
Family
ID=20233104
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2000108907A RU2181832C2 (en) | 2000-04-10 | 2000-04-10 | Method of treatment of bottom-hole zone with chemical reagent |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2181832C2 (en) |
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA008567B1 (en) * | 2005-05-16 | 2007-06-29 | Елена Александровна Румянцева | Acidic surfactant for treating well bottom zone |
| RU2451169C1 (en) * | 2011-05-05 | 2012-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Method of formation face zone development |
| RU2459074C1 (en) * | 2011-03-22 | 2012-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for defining well characteristics, formation bottom-hole zone |
| RU2467164C2 (en) * | 2010-06-01 | 2012-11-20 | Открытое Акционерное Общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" (ОАО "НИИнефтепромхим") | Method of bottom hole formation zone processing |
| 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 |
| RU2576252C2 (en) * | 2014-01-29 | 2016-02-27 | Олег Марсимович Мирсаетов | Method of bottom-hole zone treatment |
| RU2615543C2 (en) * | 2014-12-19 | 2017-04-05 | Общество с ограниченной ответственностью "Центр Нефтяных Технологий" (ООО "ЦНТ") | Energy-gas-forming composition and processing technology of bottom-hole zone of productive stratum |
| RU2810380C1 (en) * | 2023-02-13 | 2023-12-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for treating bottom-hole formation zone |
-
2000
- 2000-04-10 RU RU2000108907A patent/RU2181832C2/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| SU l739014 A1, 07.06.1992. * |
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA008567B1 (en) * | 2005-05-16 | 2007-06-29 | Елена Александровна Румянцева | Acidic surfactant for treating well bottom zone |
| RU2467164C2 (en) * | 2010-06-01 | 2012-11-20 | Открытое Акционерное Общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" (ОАО "НИИнефтепромхим") | Method of bottom hole formation zone processing |
| RU2459074C1 (en) * | 2011-03-22 | 2012-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for defining well characteristics, formation bottom-hole zone |
| RU2451169C1 (en) * | 2011-05-05 | 2012-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Method of formation face zone development |
| RU2561106C2 (en) * | 2013-11-15 | 2015-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственая фирма "ТехноФтор" | Bottom hole acidising composition (versions) |
| RU2576252C2 (en) * | 2014-01-29 | 2016-02-27 | Олег Марсимович Мирсаетов | Method of bottom-hole zone treatment |
| 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 |
| RU2615543C2 (en) * | 2014-12-19 | 2017-04-05 | Общество с ограниченной ответственностью "Центр Нефтяных Технологий" (ООО "ЦНТ") | Energy-gas-forming composition and processing technology of bottom-hole zone of productive stratum |
| RU2810380C1 (en) * | 2023-02-13 | 2023-12-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for treating bottom-hole formation zone |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7855168B2 (en) | Method and composition for removing filter cake | |
| RU2582605C2 (en) | Processing illite formations with chelating agent | |
| CA1267276A (en) | Acidizing method | |
| US7939474B2 (en) | Wellbore fluids containing additives for removing a filter cake and methods of using the same | |
| RU2627787C2 (en) | Method and liquid for improvement of permeability of sandstone formations by chelating agent | |
| CA2643835C (en) | Diverting compositions, fluid loss control pills, and breakers thereof | |
| CA2833522C (en) | Environmentally friendly low temperature breaker systems and related methods | |
| US5183581A (en) | Process for the dewaxing of producing formations | |
| US7712536B2 (en) | Filtercake removal | |
| CA2624791C (en) | A process for consolidating a formation | |
| WO2012171857A1 (en) | Treatment of shale formations using a chelating agent | |
| Alhamad et al. | Organic acids for stimulation purposes: A review | |
| EP2516580A2 (en) | Use of reactive solids and fibers in wellbore clean-out and stimulation applications | |
| RU2181832C2 (en) | Method of treatment of bottom-hole zone with chemical reagent | |
| RU2319727C1 (en) | Composition for treatment of terrigenous reservoirs | |
| CA2991581C (en) | Hedta based chelants used with divalent brines, wellbore fluids including the same and methods of use thereof | |
| RU2540767C1 (en) | Method for colmatage removal from bottomhole formation zone upon first opening to restore permeability and porosity of header | |
| Broaddus | Well-and formation-damage removal with nonacid fluids | |
| CN106715638A (en) | Compositions and methods for treating oil and gas wells | |
| US5211233A (en) | Consolidation agent and method | |
| WO1999041342A1 (en) | Surfactant composition and methods for cleaning wellbore and oil field surfaces | |
| RU2429268C1 (en) | High-efficiency process liquid for oil industry vtzh rmd-5 | |
| Udeagbara et al. | Evaluation of The Effectiveness of Mud Acid in Well Stimulation | |
| CA2437522C (en) | Drilling fluids, drilling fluids additives and methods useful for limiting tar sands accretion on metal surfaces | |
| CA2360626C (en) | Method for fracturing subterranean formations |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20090411 |