RU2237157C1 - Compound for acidic treatment of face-adjacent bed area - Google Patents
Compound for acidic treatment of face-adjacent bed area Download PDFInfo
- Publication number
- RU2237157C1 RU2237157C1 RU2003111258/03A RU2003111258A RU2237157C1 RU 2237157 C1 RU2237157 C1 RU 2237157C1 RU 2003111258/03 A RU2003111258/03 A RU 2003111258/03A RU 2003111258 A RU2003111258 A RU 2003111258A RU 2237157 C1 RU2237157 C1 RU 2237157C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- acid
- hydrofluoric acid
- composition
- corrosion inhibitor
- waste
- Prior art date
Links
Landscapes
- Treatment Of Sludge (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к составам для кислотной обработки пласта, и может быть использовано для очистки терригенных коллекторов добывающих и нагнетательных скважин с карбонатными разностями в призабойной зоне пласта.The invention relates to the oil industry, in particular to compositions for acid treatment of the formation, and can be used to clean terrigenous reservoirs of production and injection wells with carbonate differences in the bottomhole formation zone.
Из существующего уровня техники известен способ обработки продуктивных пластов, включающий нагнетание в скважину щелочного и кислотного растворов, отличающийся тем, что в качестве щелочного раствора используется состав, содержащий мас.%:From the existing level of technology there is known a method of processing productive formations, including injection into the well of alkaline and acidic solutions, characterized in that the composition containing wt.% Is used as an alkaline solution:
Гидрооксид натрия или калия 10,0-30,0Sodium or potassium hydroxide 10.0-30.0
Метиловый, или этиловый, или изопропиловый спирт 5,0-50,0Methyl or ethyl or isopropyl alcohol 5.0-50.0
Неионогенное поверхностно-активное вещество 0,1-2,0Nonionic surfactant 0.1-2.0
Вода ОстальноеWater Else
а в качестве кислотного раствора используется состав, содержащий, мас.%:and as an acidic solution, a composition is used containing, wt.%:
Соляная и/или фтористоводородная кислота 0,5-15,0Hydrochloric and / or hydrofluoric acid 0.5-15.0
Метиловый, или этиловый, или изопропиловый спирт 5,0-30,0Methyl or ethyl or isopropyl alcohol 5.0-30.0
Ингибитор коррозии 0,1-0,5Corrosion Inhibitor 0.1-0.5
Вода ОстальноеWater Else
при этом нагнетание щелочного и кислотного раствора проводят последовательно раздельно с выдержкой щелочного раствора в пласте или в стволе скважины (см. заявку РФ №97116968, Е 21 В 43/27, 10.07.1999).while the injection of alkaline and acidic solution is carried out sequentially separately with the exposure of the alkaline solution in the reservoir or in the wellbore (see RF application No. 97116968, E 21 B 43/27, 07/10/1999).
Недостатком является высокая стоимость состава и неэффективная обработка призабойной зоны нефтяных скважин.The disadvantage is the high cost of the composition and inefficient treatment of the bottom-hole zone of oil wells.
Недостатком этого состава является то, что высокая концентрация плавиковой кислоты /HF/ в начальный момент обработки обуславливает высокую скорость образования нерастворимого фтористого кальция СаF2, что препятствует дальнейшему проникновению состава в породу призабойной зоны пласта. Кроме того, товарная плавиковая кислота имеет высокую стоимость.The disadvantage of this composition is that a high concentration of hydrofluoric acid / HF / at the initial time of treatment leads to a high rate of formation of insoluble calcium fluoride CaF 2 , which prevents further penetration of the composition into the formation bottomhole formation zone. In addition, commodity hydrofluoric acid has a high cost.
Задачей изобретения является уменьшение скорости в начальный момент обработки, увеличение проникновения состава в породу призабойной зоны пласта (ПЗП) и уменьшение затрат на обработку ПЗП.The objective of the invention is to reduce the speed at the initial time of processing, to increase the penetration of the composition into the formation bottomhole formation zone (PZP) and reduce the cost of processing the PZP.
Технический результат при реализации изобретения - уменьшение затрат на кислотную обработку и увеличение дебита нефти при обработке ПЗП.The technical result in the implementation of the invention is to reduce the cost of acid treatment and increase the oil flow rate during the processing of PPP.
Технический результат достигается тем, что заявляемый состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта добывающих и нагнетательных скважин, включающий водный раствор соляной кислоты, плавиковую кислоту и ингибитор коррозии, согласно изобретению в качестве плавиковой кислоты он содержит основной компонент отхода производства фтора, в качестве ингибитора коррозии СНПХ-6301 и дополнительно содержит кремнефтористо-водородную кислоту (Н2SiF6) - основной компонент отхода производства фтора при следующем соотношении компонентов, маc.%:The technical result is achieved by the fact that the claimed composition for the acid treatment of the bottom-hole zone of the production and injection wells, including an aqueous solution of hydrochloric acid, hydrofluoric acid and a corrosion inhibitor, according to the invention, it contains the main component of the fluorine production waste as a hydrofluoric acid as a corrosion inhibitor of SNPC -6301 and additionally contains hydrofluoric acid (H 2 SiF 6 ) - the main component of the fluorine production waste in the following ratio of components, wt.%:
Указанная кремнефтористо-водородная кислота 2,0-8,0The specified silicofluoric acid 2.0-8.0
Указанная плавиковая кислота 1,0-4,0Specified hydrofluoric acid 1.0-4.0
СНПХ-6301 0,1-0,2SNPCH-6301 0.1-0.2
Соляная кислота 10,0-12,0Hydrochloric acid 10.0-12.0
Вода ОстальноеWater Else
Сущность изобретения заключается в том, что данный состав для кислотной обработки ПЗП приготавливают на основе отходов производства фтора, содержащих кремнефтористо-водородную и плавиковую кислоты, и водного раствора соляной кислоты и ингибитора коррозии. Выбранное соотношение компонентов обеспечивает снижение скорости реакции с породами ПЗП на начальной стадии, более глубокой проникновение состава в породы и большую степень растворения загрязнений. При этом существенно уменьшаются затраты на глинокислотную обработку скважины.The essence of the invention lies in the fact that this composition for the acid treatment of PPP is prepared on the basis of fluorine production wastes containing hydrofluoric acid and hydrofluoric acid, and an aqueous solution of hydrochloric acid and a corrosion inhibitor. The selected ratio of the components provides a decrease in the reaction rate with PZP rocks at the initial stage, a deeper penetration of the composition into the rocks, and a greater degree of dissolution of contaminants. At the same time, the cost of clay processing of the well is significantly reduced.
Фторсодержащие отходы являются многотоннажным отходом производства фтора химических комбинатов России. Состав таких отходов приведен в табл. 1. Основными компонентами отходов являются кремнефтористо-водородная кислота (Н2SiF6) и плавиковая кислота (HF), содержание которых изменяется соответственно в пределах (2-15)% и (3-6,5)%.Fluorine-containing waste is a large-tonnage waste from the production of fluorine from chemical plants in Russia. The composition of such waste is given in table. 1. The main components of the waste are hydrofluoric acid (H 2 SiF 6 ) and hydrofluoric acid (HF), the content of which varies, respectively, between (2-15)% and (3-6.5)%.
Состав был испытан в лабораторных и промысловых условиях. Результаты лабораторных опытов приведены в табл. 2 и 3, результаты промысловых опытов в табл. 4.The composition was tested in laboratory and field conditions. The results of laboratory experiments are given in table. 2 and 3, the results of field experiments in table. 4.
Состав для лабораторных опытов готовили смешиванием отходов производства фтора, технической соляной кислоты концентрации 27,5%, ингибитора коррозии и воды в следующем порядке. К кислотным отходам с известным содержанием плавиковой и фтористоводородной кислоты добавляли необходимое количество технической соляной кислоты концентрацией 27,5%, затем добавляли воду и ингибитор коррозии, доводя содержание основных компонентов до необходимой концентрации. В качестве ингибитора коррозии использовали СНПХ6301, состава (марка А): нонол АФ - 25%, олени - 20%, изомерные аминопарафины - 50%, изопрополовый спирт - 50%.The composition for laboratory experiments was prepared by mixing waste products of fluorine, industrial hydrochloric acid at a concentration of 27.5%, a corrosion inhibitor and water in the following order. The required amount of technical hydrochloric acid with a concentration of 27.5% was added to acidic wastes with a known content of hydrofluoric and hydrofluoric acids, then water and a corrosion inhibitor were added, bringing the content of the main components to the required concentration. As a corrosion inhibitor, SNPCH6301 was used, composition (grade A): nonol AF - 25%, deer - 20%, isomeric aminoparaffins - 50%, isopropyl alcohol - 50%.
Данные о составе приведены в табл. 2.Data on the composition are given in table. 2.
Эффективность состава определяли по изменению массы частиц керна терригенного коллектора нефтяной скважины Лугинецкого месторождения ОАО “Томскнефть” ВНК. Характеристики породы керна: пористость 20%, степень карбонизации 0,5-2,5%. Поры керна заполнены антигенным глинистым материалом.The effectiveness of the composition was determined by the change in the mass of core particles of the terrigenous reservoir of the oil well of the Luginetskoye field of OAO Tomskneft VNK. Characteristics of the core rock: porosity of 20%, degree of carbonization of 0.5-2.5%. Core pores are filled with antigenic clay material.
Примеры 1-7. Навески величиной 1 г фракции 0,64-0,54 керна продуктивного пласта помещали в колбу, наливали 25 мг раствора /состава/, закрывали притертой пробкой и помещали в термостат при 45°С и выдерживали в течение 2 или 6 ч. Затем фильтровали навески и сушили до постоянного веса. Результаты опытов приведены в табл. 3.Examples 1-7. Samples of 1 g of a fraction of 0.64-0.54 core of the reservoir were placed in a flask, 25 mg of solution (composition) was poured, closed with a ground stopper and placed in a thermostat at 45 ° C and held for 2 or 6 hours. Then weighed samples were filtered and dried to constant weight. The results of the experiments are given in table. 3.
Лабораторные опыты показали, что предложенный состав /смесь соляной кислоты и фторсодержащих отходов/ на начальной стадии процесса, при времени реагирования до 2 ч, медленнее растворяет породы терригенных коллекторов. Вследствие меньшей скорости реакции глубина проникновения смеси кислот в породы увеличивается по сравнению с известным составом в 1,5-2 раза. При увеличении времени обработки до 6 ч глубина реагирования предложенного состава увеличивается по сравнению с исходным составом на 40-60%.Laboratory experiments showed that the proposed composition / mixture of hydrochloric acid and fluorine-containing waste / at the initial stage of the process, with a reaction time of up to 2 hours, dissolves the rocks of terrigenous reservoirs more slowly. Due to the lower reaction rate, the penetration depth of the mixture of acids in the rocks increases in comparison with the known composition by 1.5-2 times. When the processing time is increased to 6 hours, the depth of response of the proposed composition increases by 40-60% compared with the initial composition.
Промысловые испытания (табл. 4) показали, что глинокислотная обработка ПЗП предложенным составом с использованием фторсодержащих отходов позволяет увеличить дебит скважин на 30-40% по сравнению с обработкой исходным составом.Field tests (Table 4) showed that the clay-acid treatment of the PPP with the proposed composition using fluorine-containing wastes allows increasing well production by 30-40% compared with the treatment with the original composition.
Таким образом, предложенный состав имеет меньшую скорость реакции с породами терригенного коллектора на начальной стадии и большее проникновение в пласт, что приводит к увеличению дебита нефти до 2 раз. Кроме того, существенно, в 2-3 раза, уменьшаются затраты на кислотную обработку ПЗП.Thus, the proposed composition has a lower reaction rate with rocks of the terrigenous reservoir at the initial stage and a greater penetration into the reservoir, which leads to an increase in oil production up to 2 times. In addition, significantly, by 2-3 times, the cost of acidizing the PPP is reduced.
Предложенный состав имеет следующие преимущества: меньшую скорость реакции с породами терригенного коллектора и большую скорость проникновения в пласт, что приводит к увеличению дебита нефти до 2 раз, а также существенно в 3-4 раза уменьшаются затраты на кислотную обработку ПЗП.The proposed composition has the following advantages: a lower reaction rate with the rocks of the terrigenous reservoir and a high penetration rate into the formation, which leads to an increase in oil production up to 2 times, and the cost of acidizing the PPP is significantly reduced by 3-4 times.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003111258/03A RU2237157C1 (en) | 2003-04-18 | 2003-04-18 | Compound for acidic treatment of face-adjacent bed area |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003111258/03A RU2237157C1 (en) | 2003-04-18 | 2003-04-18 | Compound for acidic treatment of face-adjacent bed area |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2237157C1 true RU2237157C1 (en) | 2004-09-27 |
Family
ID=33433792
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2003111258/03A RU2237157C1 (en) | 2003-04-18 | 2003-04-18 | Compound for acidic treatment of face-adjacent bed area |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2237157C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2447125C1 (en) * | 2010-10-06 | 2012-04-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Волгоградский государственный технический университет (ВолгГТУ) | Composition for preventing inorganic salt deposits when extracting oil and gas from wells |
-
2003
- 2003-04-18 RU RU2003111258/03A patent/RU2237157C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| КРИСТИАН М. и др. Увеличение продуктивности и приемистости скважин. - М.: Недра, 1985, с. 101. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2447125C1 (en) * | 2010-10-06 | 2012-04-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Волгоградский государственный технический университет (ВолгГТУ) | Composition for preventing inorganic salt deposits when extracting oil and gas from wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7150321B2 (en) | Zeolite-containing settable spotting fluids | |
| CN104263339A (en) | Oil-based drilling fluid shaft completion cleaning fluid and preparation method thereof | |
| CN107474814A (en) | A kind of emulsion-type oil base mud cleans liquid and preparation method thereof | |
| RU2338768C1 (en) | Reagent for isolating stratal water inflow | |
| RU2689937C1 (en) | Dry acid composition for acid treatment of carbonate and terrigenous reservoirs and method of its use | |
| RU2237157C1 (en) | Compound for acidic treatment of face-adjacent bed area | |
| RU2582197C1 (en) | Drilling mud | |
| RU2388786C2 (en) | Composition for acid treatment of bottom-hole zone of low-permeable terrigenous bed | |
| RU2100587C1 (en) | Compound for acid treatment of bottom-hole formation zone | |
| RU2648379C1 (en) | Polysalt biopolymer mud flush poly-s | |
| RU2614994C1 (en) | Composition for acid treatment of bottom-hole terrigenous formation zone | |
| RU2616949C1 (en) | Acid composition for treatment of low permeable high temperature formations with high clay and carbonates content | |
| Moore et al. | Bench-top experiments evaluating simulated hydraulic fracturing fluid interactions with Marcellus shale core | |
| US7316991B1 (en) | Composition and process for oil extraction | |
| RU2333233C1 (en) | Liquid for well killing and perforation operations | |
| RU2679029C1 (en) | Composition for acid treatment of near-wellbore zone of reservoir (options) | |
| RU2203304C2 (en) | Well killing fluid | |
| RU2213761C2 (en) | Emulsion drilling fluid | |
| RU2200180C2 (en) | Fluid for exposing productive strata | |
| RU2559267C1 (en) | Composition for treatment of bottomhole zone of terrigenous reservoirs | |
| RU2752415C1 (en) | Dry acid composition for acid treatment of terrigenous collectors | |
| RU2124123C1 (en) | Method for treating bottom-hole zone of oil bed | |
| RU2685605C1 (en) | Acid composition for treatment of bottomhole formation zone of heterogeneous carbonate reservoirs | |
| RU2186820C1 (en) | Clayless drilling mud for controlled directional and horizontal holes and for exposing productive formations (versions) | |
| RU2183735C2 (en) | Fluid for well killing |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130419 |