RU2293101C1 - Formulation for treating critical area of carbonate reservoir and a method of acid treatment of critical area of formation - Google Patents
Formulation for treating critical area of carbonate reservoir and a method of acid treatment of critical area of formation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2293101C1 RU2293101C1 RU2005135764/03A RU2005135764A RU2293101C1 RU 2293101 C1 RU2293101 C1 RU 2293101C1 RU 2005135764/03 A RU2005135764/03 A RU 2005135764/03A RU 2005135764 A RU2005135764 A RU 2005135764A RU 2293101 C1 RU2293101 C1 RU 2293101C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- formulation
- acid
- composition
- critical area
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам и способам кислотной обработки призабойной зоны пласта с карбонатными коллекторами, и может быть использовано для интенсификации притока нефти, увеличения приемистости скважин, освоения скважин путем кислотной обработки карбонатного коллектора и как перфорационная среда при вторичном вскрытии пласта с карбонатным коллектором.The invention relates to the oil industry, and in particular to compositions and methods for acid treatment of the bottom-hole formation zone with carbonate reservoirs, and can be used to intensify oil flow, increase well injectivity, develop wells by acid treatment of the carbonate reservoir, and as a perforation medium during the secondary opening of the formation with carbonate reservoir.
Известно, что соляная кислота в индивидуальном виде из-за высокой скорости растворения карбонатов при обработке призабойной зоны пластов недостаточно эффективна (Кристиан М. и др. Увеличение продуктивности и приемистости скважин. М.: Недра, 1985, с.118).It is known that hydrochloric acid in an individual form due to the high dissolution rate of carbonates in the treatment of the bottom-hole formation zone is not effective enough (Christian M. et al. Increased productivity and injectivity of wells. M .: Nedra, 1985, p.118).
Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, содержащий в мас.%: лигносульфонаты технические 10-30; водорастворимые алифатические спирты или гликоли, или глицерин 5-10; раствор соляной кислоты 15-18% - остальное (RU, патент 2013530, кл. Е 21 В 43/27, 1994 г.). Известный состав недостаточно эффективен в низкопроницаемых пластах. Недостатком данного состава также является то, что ограничена область применения его - невозможность обработки призабойной зоны пласта с низкопроницаемым карбонатным коллектором и высокая коррозионная активность его в отношении конструкционной стали.A known composition for acid treatment of the bottomhole formation zone, containing in wt.%: Technical lignosulfonates 10-30; water-soluble aliphatic alcohols or glycols, or glycerol 5-10; a solution of hydrochloric acid 15-18% - the rest (RU, patent 2013530, class E 21 B 43/27, 1994). The known composition is not effective enough in low permeability formations. The disadvantage of this composition is that its scope is limited - the impossibility of processing the bottom-hole zone of the formation with a low-permeability carbonate reservoir and its high corrosiveness with respect to structural steel.
Наиболее близким к предлагаемому составу согласно изобретения по технической сущности и достигаемому результату является состав для обработки призабойной зоны пласта, содержащий в мас.%: соляную кислоту 7-20; отработанный растворитель производства ТПМ-2 полимера или водно-метанольную фракцию 25-40; отход производства целлюлозно-бумажной промышленности на основе лигносульфонатов 2-20; неионогенное оксиалкилированное поверхностно-активное вещество 0,5-3,0; воду - остальное (пат. РФ №2109936, Е 21 В 43/27, 1998 г.).Closest to the proposed composition according to the invention according to the technical essence and the achieved result is a composition for processing the bottomhole formation zone, containing in wt.%: Hydrochloric acid 7-20; waste solvent produced by TPM-2 polymer or water-methanol fraction 25-40; waste from the production of the pulp and paper industry based on lignosulfonates 2-20; nonionic oxyalkylated surfactant 0.5-3.0; water - the rest (Pat. RF №2109936, Е 21 В 43/27, 1998).
Известный состав недостаточно эффективен из-за неудовлетворительного снижения скорости растворения карбонатов на начальной стадии обработки и при повторных обработках призабойной зоны пласта с карбонатными коллекторами. Кроме того, известный состав обладает высокой коррозионной активностью в отношении конструкционной стали, из которой изготовлено внутрискважинное оборудование, и цементного камня за эксплуатационной колонной скважины.The known composition is not effective enough due to an unsatisfactory decrease in the rate of dissolution of carbonates at the initial stage of processing and during repeated treatments of the bottom-hole zone of the formation with carbonate reservoirs. In addition, the known composition has a high corrosion activity against structural steel, from which the downhole equipment is made, and cement stone behind the production casing of the well.
Известен способ обработки скважин карбонатного нефтяного пласта путем последовательной закачки смеси углеводородного растворителя с ПАВ и кислоты (Б.З.Сергеев и др. «Использование растворителей перед проведением кислотных обработок скважин», «Нефтепромысловое дело», 1978 г., №8 с.12-13).A known method of treating wells of a carbonate oil reservoir by sequentially injecting a mixture of a hydrocarbon solvent with a surfactant and acid (B.Z. Sergeev et al. “Use of solvents before acid treatment of wells”, “Oilfield business”, 1978, No. 8 p.12 -13).
Известный способ недостаточно эффективен, т.к. при переходе ПАВ вместе с растворителем в нефть увеличивается скорость реакции кислоты с породой, что не позволяет создать разветвленную сеть флюидопроводящих каналов в глубине пласта.The known method is not effective enough, because during the transition of surfactants together with the solvent into oil, the reaction rate of the acid with the rock increases, which does not allow creating an extensive network of fluid-conducting channels in the depth of the formation.
Наиболее близким к заявляемому способу является способ кислотной обработки скважин карбонатного нефтяного пласта, включающий последовательную закачку в пласт углеводородного растворителя до и после кислотного состава, представляющего собой смесь кислоты с ПАВ и спиртосодержащим реагентом (RU, патент 2161250, Е 21 В 43/27, 2000 г.).Closest to the claimed method is a method of acid treatment of wells of a carbonate oil formation, comprising sequentially injecting a hydrocarbon solvent into the formation before and after the acid composition, which is a mixture of an acid with a surfactant and an alcohol-containing reagent (RU, patent 2161250, Е 21 В 43/27, 2000 g.).
Недостатком данного способа является большая вероятность образования эмульсии на границе раздела углеводородного гидрофобного растворителя и кислотного состава, что затруднит закачку состава в пласт и может привести к ухудшению проводимости прискважинной зоны пласта.The disadvantage of this method is the high probability of the formation of an emulsion at the interface of a hydrocarbon hydrophobic solvent and an acidic composition, which will complicate the injection of the composition into the formation and may lead to a deterioration in the conductivity of the near-wellbore zone of the formation.
Задачей изобретения является создание состава для обработки призабойной зоны карбонатных коллекторов и способа кислотной обработки призабойной зоны пласта, позволяющих повысить эффективность процесса обработки призабойной зоны пласта с карбонатным коллектором за счет увеличения глубины проникновения кислотного состава в пласт и создания разветвленной сети флюидопроводящих каналов вследствие снижения скорости взаимодействия кислотного состава с породой пласта. Дополнительной задачей изобретения является снижение коррозионной активности кислотного состава в отношении конструкционной стали, цементного камня за эксплуатационной колонной скважины, за счет чего соответственно уменьшается вероятность кольматации пор пласта нерастворимыми соединениями железа и предотвращается возникновение негерметичности цементного кольца за эксплуатационной колонной скважины.The objective of the invention is to provide a composition for processing the bottom-hole zone of carbonate reservoirs and an acid treatment method for the bottom-hole zone of the formation, which allows to increase the efficiency of the process of processing the bottom-hole zone of the formation with a carbonate reservoir by increasing the depth of penetration of the acid composition into the formation and creating a branched network of fluid-conducting channels due to a decrease in the rate of interaction of acid composition with the formation rock. An additional objective of the invention is to reduce the corrosive activity of the acid composition in relation to structural steel, cement stone behind the production casing of the well, which accordingly reduces the likelihood of colmatization of the pores of the formation with insoluble iron compounds and prevents leakage of the cement ring behind the production casing of the well.
Поставленная задача решается тем, что состав для обработки карбонатных коллекторов, включающий соляную кислоту, поверхностно-активное вещество ПАВ, растворитель и воду, дополнительно содержит ортофосфорную кислоту при следующем соотношении компонентов, мас.%:The problem is solved in that the composition for processing carbonate reservoirs, including hydrochloric acid, a surfactant surfactant, a solvent and water, additionally contains phosphoric acid in the following ratio, wt.%:
а в способе кислотной обработки призабойной зоны пласта с карбонатным коллектором осуществляют закачку в скважину указанного выше кислотного состава, который продавливают в глубину пласта продавочной жидкостью и осуществляют технологическую выдержку.and in the method of acid treatment of the bottom-hole zone of the formation with a carbonate reservoir, the above acid composition is pumped into the well, which is pressed into the depth of the formation by squeezing fluid and the process is aged.
До и/или после кислотного состава могут закачивать углеводородный растворитель.A hydrocarbon solvent may be injected before and / or after the acid composition.
Углеводородный растворитель дополнительно может содержать маслорастворимый деэмульгатор.The hydrocarbon solvent may further comprise an oil soluble demulsifier.
Продавку осуществляют водой или нефтью, содержащей маслорастворимый деэмульгатор, или технологической жидкостью, содержащей моющий препарат или ПАВ, причем объем продавочной жидкости берут в количестве 0,5-1,5% от суммарного объема кислотного состава и углеводородного растворителя, а после обработки осуществляют выдержку до полной нейтрализации кислоты в составе.Selling is carried out with water or oil containing an oil-soluble demulsifier, or a process fluid containing a detergent or surfactant, the volume of the squeezing liquid being taken in an amount of 0.5-1.5% of the total volume of the acid composition and the hydrocarbon solvent, and after processing, they are kept until complete neutralization of the acid in the composition.
Для приготовления состава соляную кислоту используют, например, по ТУ 38-103141-78 или ТУ 6-01-04689381-85-92 или ТУ 2458-264-05765670-99.To prepare the composition, hydrochloric acid is used, for example, according to TU 38-103141-78 or TU 6-01-04689381-85-92 or TU 2458-264-05765670-99.
В качестве растворителя используют, например, метиловый спирт (МС) по ГОСТ 2222-78 или этиловый спирт (ЭС) по ОСТ 38.02386-85, или изопропиловый спирт (ИПС) по ГОСТ 9805-76, или водно-метанольную фракцию (ВМФ), являющуюся отходом производства диметилфосфита по ТУ 2421-240-05763441-98, или диэтиленгликоль(ДЭГ), или глицерин (Г).As the solvent used, for example, methyl alcohol (MS) according to GOST 2222-78 or ethyl alcohol (ES) according to OST 38.02386-85, or isopropyl alcohol (IPA) according to GOST 9805-76, or water-methanol fraction (Navy), which is a waste product of dimethylphosphite according to TU 2421-240-05763441-98, or diethylene glycol (DEG), or glycerin (G).
В качестве поверхностно-активного вещества (ПАВ) используют: неионогенные, катионактивные и анионактивные ПАВ.As a surface-active substance (surfactant) use: nonionic, cationic and anionic surfactants.
В качестве неионогенных ПАВ используют, например, неонол АФ9-6 или АФ9-12 - оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена по ТУ 38.507-63-171-91, или полиэтиленгликолевый эфир алкилфенола ОП-10 по ГОСТ 8433-81, или оксанол КД-6 по ТУ 6-14-821-87.As the nonionic surfactants are, for example, neonol -6 or 9 AF AF 9 -12 - ethoxylated monoalkylphenols derived from propylene trimer TU 38.507-63-171-91 or alkylphenol polyethylene glycol ether OP-10 according to GOST 8433-81 or oxanol KD-6 according to TU 6-14-821-87.
В качестве катионактивных ПАВ используют, например, катамин по ТУ 6-01-816-75.As cationic surfactants use, for example, catamine according to TU 6-01-816-75.
В качестве анионактивных ПАВ используют, например, фосфенокс Н-9 по ТУ 6-00-5763445-13-89, или оксифос - КД-6 по ТУ 6-02-1148-78, или оксифос Б-1 по ТУ 6-02-1336-86.As anionic surfactants use, for example, phosphenox N-9 according to TU 6-00-5763445-13-89, or oxyphos - KD-6 according to TU 6-02-1148-78, or oxyphos B-1 according to TU 6-02 -1336-86.
Для приготовления состава используют ортофосфорную кислоту по ГОСТ 10678-76.To prepare the composition, phosphoric acid is used in accordance with GOST 10678-76.
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 температуры минус 45°С.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 to a temperature of minus 45 ° C.
Для осуществления способа в качестве углеводородного растворителя может использоваться, например, фракция широкая легких углеводородов по ТУ 38-101524-93, или нефтяной растворитель Нефрас-А-150/330, или Нефрас А 180/24, или Нефрас C5 150/350, или Нефрас С4 120/240 по ТУ 38.1011049-87Е, дистиллат, дизельное топливо, обезвоженная нефть. Углеводородный растворитель может дополнительно содержать маслорастворимый деэмульгатор (например, Лапрол 5003-2-Б-10 - простой полиэфир, получаемый алкоголятной полимеризацией окиси пропилена и глицерина с последующей блоксополимеризацией с окисью этилена по ТУ 6-05-1513-75, или Диссолван 3264-1-CONC- неионогенная химическая основа с содержанием 15% высококипящих углеводородов (паспорт фирмы HOECHST), или Лапрол 6003-25-18 простой полиэфир, получаемый алкоголятной полимеризацией окиси пропилена с глицерином с последующей блоксополимеризацией с окисью этилена по ТУ 6-05-221-880-86, или продукт на основе блок-сополимера этилен- и пропиленоксидов с гликолями по ТУ 39-05765670-00220-96). В качестве кислотного состава используется вышеуказанный состав. Реагенты перепродавливаются в глубину пласта водой или нефтью, или технологической жидкостью, содержащей моющий препарат на основе или МЛ-81Б по ТУ 2481-007-48482528-99, или МЛ-80 БС по ТУ 2458-040-52412574-03. Продавочная жидкость составляет 0,5-1,5 от суммарного объема кислотного состава и углеводородного растворителя. Затем осуществляют выдержку для достижения полной нейтрализации кислоты в составе.To implement the method, for example, a wide fraction of light hydrocarbons according to TU 38-101524-93, or Nefras-A-150/330 oil solvent, or Nefras A 180/24, or Nefras C 5 150/350, can be used as a hydrocarbon solvent, or Nefras C 4 120/240 according to TU 38.1011049-87E, distillate, diesel fuel, dehydrated oil. The hydrocarbon solvent may additionally contain an oil-soluble demulsifier (for example, Laprol 5003-2-B-10 - a polyether obtained by alcoholate polymerization of propylene oxide and glycerol followed by block copolymerization with ethylene oxide according to TU 6-05-1513-75, or Dissolvan 3264-1 -CONC is a nonionic chemical base containing 15% high boiling hydrocarbons (HOECHST passport), or Laprol 6003-25-18 polyether obtained by alcoholate polymerization of propylene oxide with glycerol followed by block copolymerization with these oxides TU 6-05-221-880-86 ene, or the product of a block copolymer of ethylene and propylene oxides with glycols TU 39-05765670-00220-96). As the acid composition, the above composition is used. The reagents are resold to the depth of the reservoir with water or oil, or with a process fluid containing a detergent based on either ML-81B according to TU 2481-007-48482528-99, or ML-80 BS according to TU 2458-040-52412574-03. Selling liquid is 0.5-1.5 of the total volume of acid composition and hydrocarbon solvent. Then carry out the exposure to achieve complete neutralization of the acid in the composition.
Для доказательства соответствия заявленного изобретения критерию «промышленная применимость» приводим конкретные примеры приготовления состава и эффективности воздействия на призабойную зону 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 the effectiveness of the impact on the bottomhole formation zone using known and claimed compositions.
Составы готовились смешением компонентов (см. табл.1).The compositions were prepared by mixing the components (see table 1).
Исследование растворяющей способности предлагаемых составов по отношению к мрамору, цементному камню определялось гравиметрическим методом.The study of the dissolving ability of the proposed compounds in relation to marble, cement stone was determined by the gravimetric method.
Испытания на скорость реакции состава с карбонатами проводили на мраморных кубиках размером 1×1×1 см, поверхность ребер которых (S), как правило, составляла 6±0,2 см2. Предварительно определяли массу и площадь поверхности кубика, насыщали нефтью и помещали в испытуемый состав на 6 часов. После промывания и просушки взвешивали.Tests for the reaction rate of the composition with carbonates were carried out on marble cubes 1 × 1 × 1 cm in size, the surface of the ribs of which (S), as a rule, was 6 ± 0.2 cm 2 . The mass and surface area of the cube were preliminarily determined, saturated with oil, and placed in the test composition for 6 hours. After washing and drying, weighed.
Оценку скорости реакции состава с мрамором рассчитывали по формуле:Assessment of the reaction rate of the composition with marble was calculated by the formula:
где Vp - скорость реакции состава, г/м2·ч;where Vp is the reaction rate of the composition, g / m 2 · h;
m - масса кубика до проведения эксперимента, г;m is the mass of the cube before the experiment, g;
m1 - масса кубика после проведения эксперимента, г;m 1 is the mass of the cube after the experiment, g;
S - площадь кубика, м2;S is the area of the cube, m 2 ;
τ - время нахождения кубика в составе, ч.τ is the time spent by the cube in the composition, h
Результаты исследований представлены в табл.2.The research results are presented in table.2.
Для изучения динамики разрушения нефтенасыщенных мраморных кубиков их помещали в кислотный состав на 1, 2, 3 часа.To study the dynamics of the destruction of oil-saturated marble cubes, they were placed in the acid composition for 1, 2, 3 hours.
Расчет процента потерь производили по формуле:The calculation of the percentage of losses was carried out according to the formula:
где П - процент потерь, %;where P is the percentage of losses,%;
m - масса кубика до эксперимента, г;m is the mass of the cube before the experiment, g;
m1 - масса кубика после эксперимента, г.m 1 is the mass of the cube after the experiment, g
Определение влияния состава на цементный камень проводили на цементных кубиках.Determination of the effect of the composition on the cement stone was carried out on cement cubes.
Перед проведением испытаний цементные кубики размером 1×1×1 см пропитывали нефтью и помещали в состав на 6 часов.Before testing, cement cubes of 1 × 1 × 1 cm in size were saturated with oil and placed in the composition for 6 hours.
Расчет процента потерь (степени разрушения цементного кубика) производили по формуле:The calculation of the percentage of losses (the degree of destruction of the cement cube) was performed according to the formula:
где П - процент потерь, %;where P is the percentage of losses,%;
m - масса кубика до эксперимента, г;m is the mass of the cube before the experiment, g;
m1 - масса кубика после эксперимента, г.m 1 is the mass of the cube after the experiment, g
Результаты исследования представлены в табл.2.The results of the study are presented in table.2.
Данные показали, что скорости растворения мраморных кубиков в заявленном составе и прототипе находятся на одном уровне, но из динамики разрушения видно, что в первые часы реагирования мрамора с заявленным составом на 10-15% меньше, чем в прототипе. Меньшая скорость реакции кислотного состава с карбонатами положительно влияет на эффективность обработки призабойной зоны пласта, обеспечивая глубокую обработку пласта с созданием разветвленной сети флюидопроявляющих каналов.The data showed that the dissolution rates of marble cubes in the claimed composition and prototype are on the same level, but from the dynamics of destruction it can be seen that in the first hours of reaction of marble with the claimed composition is 10-15% less than in the prototype. The lower reaction rate of the acid composition with carbonates positively affects the efficiency of processing the bottom-hole zone of the formation, providing deep processing of the formation with the creation of an extensive network of fluid-developing channels.
Из данных таблицы также видно, что заявленный состав не оказывает заметного разрушающего действия на цемент.The table also shows that the claimed composition does not have a noticeable destructive effect on cement.
Для оценки показателя скорости коррозии конструкционной стали, улучшенного по сравнению с показателем для известного состава, заявляемые составы исследовали на определение скорости растворения стали. Коррозионные испытания проводили на образцах пластин стали марки Ст3. Пластины выдерживали в исследуемых составах 24 часа при температуре 20±2°С.To assess the rate of corrosion rate of structural steel, improved compared with the indicator for the known composition, the claimed compositions were investigated to determine the dissolution rate of steel. Corrosion tests were carried out on samples of St3 steel plates. The plates were kept in the studied compositions for 24 hours at a temperature of 20 ± 2 ° C.
Скорость коррозии вычисляли по формуле:The corrosion rate was calculated by the formula:
где V - скорость коррозии, г/м2·ч.where V is the corrosion rate, g / m 2 · h
m1, m2 - масса пластины до начала анализа и после, г;m 1 , m 2 - plate mass before the analysis and after, g;
S - площадь пластины, м2;S is the area of the plate, m 2 ;
24 - время анализа, ч.24 - analysis time, h
Как видно из данных, заявляемый состав обладает меньшей коррозионной активностью по отношению к технологическому оборудованию по сравнению с прототипом.As can be seen from the data, the inventive composition has less corrosion activity in relation to technological equipment in comparison with the prototype.
Для оценки изменения фильтрационных характеристик пласта после обработки заявляемым и известным составом проводились эксперименты на насыпных линейных трубчатых моделях длиной 4 см и поперечным сечением 1,54 см2, заполненных молотым кварцевым песком с добавлением 50% молотого мрамора. В первом варианте (нефте-керосино) насыщенную модель вначале насыщали водой, затем ее вытесняли керосином, закачкой в обратном направлении (из пласта в скважину). Затем в прямом направлении (из скважины в пласт) в модель закачивали заявленный или состав по прототипу в объеме 1,2 объема пор и после выдержки на реакцию в течение одного часа производили вытеснение отработанного состава закачкой керосина в обратном направлении до установившегося режима фильтрации. Во втором варианте экспериментов (водонасыщенная модель) вначале модель насыщали водой, затем ее вытесняли керосином. После чего керосин последовательно вытесняли водой в обратном направлении до максимальной обводненности, затем закачивали заявленный или известный состав в прямом направлении, после выдержки на реакцию в течение одного часа вытесняли отработанный состав водой закачкой в обратном направлении до установившегося режима фильтрации.To assess the change in the filtration characteristics of the formation after processing by the claimed and known composition, experiments were conducted on bulk linear tubular models 4 cm long and a cross section of 1.54 cm 2 filled with quartz sand with the addition of 50% ground marble. In the first variant (oil-kerosino), the saturated model was first saturated with water, then it was replaced by kerosene, pumped in the opposite direction (from the formation to the well). Then, in the forward direction (from the well into the formation), the claimed or the prototype composition was pumped into the volume of 1.2 pore volumes, and after holding for a reaction for one hour, the spent composition was displaced by pumping kerosene in the opposite direction to the established filtration mode. In the second version of the experiments (water-saturated model), the model was first saturated with water, then it was replaced with kerosene. After that, kerosene was successively displaced by water in the opposite direction to maximum water cut, then the claimed or known composition was pumped in the forward direction, after exposure to the reaction for one hour, the spent composition was displaced by water injection in the opposite direction to the established filtration mode.
Изменение фильтрационных характеристик оценивали по степени интенсификации фильтрации (i) по следующей формуле:The change in filtration characteristics was evaluated by the degree of intensification of the filtration (i) according to the following formula:
где i - степени интенсификации фильтрации, в разы;where i - the degree of intensification of the filtration, at times;
ko - проницаемость модели пласта после обработки заявляемым или известным составом, мкм;ko is the permeability of the reservoir model after treatment with the claimed or known composition, microns;
kн - проницаемость модели пласта до обработки заявляемым или известным составом, мкм2.kн - the permeability of the reservoir model before processing by the claimed or known composition, μm 2 .
Значение проницаемостей определяли исходя из известного уравнения Дарси, описывающего течение жидкостей в пористой среде.The permeability value was determined based on the well-known Darcy equation describing the flow of liquids in a porous medium.
Результаты экспериментов. Из них следует, что в моделях, насыщенных керосином, заявляемый состав приводит к значительному улучшению фильтрационных характеристик при обработках по сравнению с прототипом. В водонасыщенных же моделях заявляемый состав приводит к снижению фильтрационных характеристик, в то время как по прототипу при повторных обработках происходит улучшение их. Это говорит о том, что в обводненных добывающих скважинах при обработках по прототипу могут образовываться дополнительные каналы, которые способствуют увеличению степени обводненности добываемой продукции, в то время как при применении заявляемого состава при повторных обработках этого не происходит, а наоборот происходит блокирование части водопроводящих каналов, образовавшихся после первой обработки.The results of the experiments. It follows from them that in models saturated with kerosene, the claimed composition leads to a significant improvement in filtration characteristics during processing compared to the prototype. In water-saturated models, the claimed composition leads to a decrease in filtration characteristics, while according to the prototype, during repeated treatments, they improve. This suggests that in the flooded producing wells during treatments according to the prototype, additional channels can be formed that contribute to an increase in the degree of water cut in the produced products, while this does not occur during repeated treatments, but on the contrary, some of the water supply channels are blocked, formed after the first treatment.
Эксперименты по исследованию изменения фильтрационных характеристик пласта по заявляемому и известному (прототипу способа) проводились на моделях и по методике, описанной выше. Модель, насыщенная керосином, имитирует условия добывающей скважины, а насыщенная водой - нагнетательной скважины. В подготовленную модель пласта последовательно закачивались оторочки реагентов: углеводородный раствор (УВР), кислотный состав (КС), углеводородный раствор (УВР), продавочная жидкость. В ряде экспериментов оторочки УВР могли отсутствовать до или (и) после оторочек КС. Результаты экспериментов приведены в табл.3.Experiments on the study of changes in the filtration characteristics of the reservoir according to the claimed and known (prototype method) were carried out on the models and according to the method described above. A model saturated with kerosene imitates the conditions of a producing well, while a model saturated with water simulates an injection well. Reagent rims were sequentially pumped into the prepared reservoir model: hydrocarbon solution (HC), acid composition (CS), hydrocarbon solution (HC), squeezing liquid. In a number of experiments, the UVR rims could be absent before or (and) after the CS rims. The experimental results are shown in table.3.
Как видно из таблицы, заявляемый способ приводит к существенному улучшению фильтрационных характеристик по сравнению с известным как в добывающих, так и нагнетательных скважинах, что позволяет существенно повысить эффективность обработок по сравнению с прототипом.As can be seen from the table, the inventive method leads to a significant improvement in the filtration characteristics compared with the known both in production and injection wells, which can significantly increase the efficiency of the treatments compared to the prototype.
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005135764/03A RU2293101C1 (en) | 2005-11-02 | 2005-11-02 | Formulation for treating critical area of carbonate reservoir and a method of acid treatment of critical area of formation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005135764/03A RU2293101C1 (en) | 2005-11-02 | 2005-11-02 | Formulation for treating critical area of carbonate reservoir and a method of acid treatment of critical area of formation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2293101C1 true RU2293101C1 (en) | 2007-02-10 |
Family
ID=37862550
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005135764/03A RU2293101C1 (en) | 2005-11-02 | 2005-11-02 | Formulation for treating critical area of carbonate reservoir and a method of acid treatment of critical area of formation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2293101C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2546700C1 (en) * | 2014-04-17 | 2015-04-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Composition for increase of oil recovery of formations (versions) |
| RU2715407C1 (en) * | 2019-04-29 | 2020-02-27 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Composition for intensification of development of low-yield high-viscosity oil deposits with carbonate reservoir |
| US11767465B2 (en) | 2019-04-25 | 2023-09-26 | Schlumberger Technology Corporation | Acid stimulation methods |
-
2005
- 2005-11-02 RU RU2005135764/03A patent/RU2293101C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2546700C1 (en) * | 2014-04-17 | 2015-04-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Composition for increase of oil recovery of formations (versions) |
| US11767465B2 (en) | 2019-04-25 | 2023-09-26 | Schlumberger Technology Corporation | Acid stimulation methods |
| RU2715407C1 (en) * | 2019-04-29 | 2020-02-27 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Composition for intensification of development of low-yield high-viscosity oil deposits with carbonate reservoir |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN102822312B (en) | Styrylphenol alkoxylate sulfate as new surfactant composition for enhanced oil recovery applications | |
| CN101809044B (en) | Compositions and methods for treating a water blocked well | |
| US8188012B2 (en) | Process of using hard brine at high alkalinity for enhanced oil recovery (EOR) applications | |
| US4457373A (en) | Process for oil recovery from subterranean deposits by emulsion flooding | |
| CN101528888A (en) | Functional polymer for enhanced oil recovery | |
| RU2715107C2 (en) | Method of gas-cycle injection of liquid carbon dioxide at supercritical conditions into oil producing well | |
| CN102939354A (en) | Surfactant-less alkaline-polymer formulations for recovering reactive crude oil | |
| BR112020020353A2 (en) | WATER COMPOSITION AND EMULSION COMPOSITION | |
| CN103842469A (en) | Polymer-enhanced surfactant flooding for permeable carbonates | |
| RU2294353C1 (en) | Formulation for acid treatment of critical borehole zone | |
| RU2293101C1 (en) | Formulation for treating critical area of carbonate reservoir and a method of acid treatment of critical area of formation | |
| CN106367054B (en) | A kind of Xie Shui lock agent and preparation method | |
| CN110358522A (en) | A kind of compound resistance reduction retarded acid for deep-well acid fracturing | |
| RU2346153C2 (en) | Oil formation bottomhole zone treatment method | |
| EP3162872A1 (en) | Internal olefin sulfonate composition and use thereof in enhanced oil recovery | |
| RU2249101C1 (en) | Acidic surfactant compound for processing face-adjacent zone | |
| NO302840B1 (en) | Method of treating sandstone formations | |
| US20170066960A1 (en) | Composition comprising internal olefin sulfonate and alkoxylated alcohol or derivative and use thereof in enhanced oil recovery | |
| RU2383576C1 (en) | Composition for water insulation in gas-bearing seam | |
| US8955589B2 (en) | Formulation and method of use for stimulation of heavy and extraheavy oil wells | |
| RU2283952C2 (en) | Method for mudding formation removing from bottomhole zone of terrigenous formation | |
| RU2187634C2 (en) | Method of treatment of bottom-hole zone of high- temperature low-permeability sand-argillaceous reservoirs of jurassic deposits of latitudinal of region | |
| US20130048288A1 (en) | Working/control fluid for heavy and extra-heavy crude wells | |
| RU2554651C1 (en) | Acid composition for treatment of bottom-hole zone of carbonate reservoir | |
| RU2250361C2 (en) | Method for adjustment of oil deposit extraction |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20101103 |