RU2319727C1 - Composition for treatment of terrigenous reservoirs - Google Patents
Composition for treatment of terrigenous reservoirs Download PDFInfo
- Publication number
- RU2319727C1 RU2319727C1 RU2006122046/03A RU2006122046A RU2319727C1 RU 2319727 C1 RU2319727 C1 RU 2319727C1 RU 2006122046/03 A RU2006122046/03 A RU 2006122046/03A RU 2006122046 A RU2006122046 A RU 2006122046A RU 2319727 C1 RU2319727 C1 RU 2319727C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- acid
- composition
- organic solvent
- oil
- clay
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 74
- 238000011282 treatment Methods 0.000 title abstract description 5
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 73
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 23
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 13
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 11
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 11
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 10
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 2-butoxyethanol Chemical compound CCCCOCCO POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 6
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 claims abstract description 5
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 claims abstract description 4
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 claims abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 3
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 26
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 9
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 8
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 abstract description 16
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 abstract description 16
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 16
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 15
- 230000003993 interaction Effects 0.000 abstract description 14
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 13
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 11
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 abstract description 5
- 238000005406 washing Methods 0.000 abstract description 5
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 abstract description 4
- 235000014413 iron hydroxide Nutrition 0.000 abstract description 3
- NCNCGGDMXMBVIA-UHFFFAOYSA-L iron(ii) hydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Fe+2] NCNCGGDMXMBVIA-UHFFFAOYSA-L 0.000 abstract description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 12
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 12
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 12
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 12
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 10
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 9
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical class F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 7
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 6
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 6
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 6
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 6
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 5
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 4
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 4
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 3
- 235000013980 iron oxide Nutrition 0.000 description 3
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N iron oxide Inorganic materials [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N iron(2+);oxygen(2-) Chemical class [O-2].[Fe+2] VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 125000000896 monocarboxylic acid group Chemical group 0.000 description 3
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DBVJJBKOTRCVKF-UHFFFAOYSA-N Etidronic acid Chemical compound OP(=O)(O)C(O)(C)P(O)(O)=O DBVJJBKOTRCVKF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003929 acidic solution Substances 0.000 description 2
- 239000003849 aromatic solvent Substances 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 125000000484 butyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 2
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 2
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 2
- VPTUPAVOBUEXMZ-UHFFFAOYSA-N (1-hydroxy-2-phosphonoethyl)phosphonic acid Chemical compound OP(=O)(O)C(O)CP(O)(O)=O VPTUPAVOBUEXMZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005995 Aluminium silicate Substances 0.000 description 1
- 229910000789 Aluminium-silicon alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 1
- 101000708425 Homo sapiens Syntaphilin Proteins 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 239000004677 Nylon Substances 0.000 description 1
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- 229910004298 SiO 2 Inorganic materials 0.000 description 1
- 102100032836 Syntaphilin Human genes 0.000 description 1
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AZFNGPAYDKGCRB-XCPIVNJJSA-M [(1s,2s)-2-amino-1,2-diphenylethyl]-(4-methylphenyl)sulfonylazanide;chlororuthenium(1+);1-methyl-4-propan-2-ylbenzene Chemical compound [Ru+]Cl.CC(C)C1=CC=C(C)C=C1.C1=CC(C)=CC=C1S(=O)(=O)[N-][C@@H](C=1C=CC=CC=1)[C@@H](N)C1=CC=CC=C1 AZFNGPAYDKGCRB-XCPIVNJJSA-M 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 1
- 235000012211 aluminium silicate Nutrition 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000001465 calcium Nutrition 0.000 description 1
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 description 1
- 235000013877 carbamide Nutrition 0.000 description 1
- 229920006184 cellulose methylcellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 230000000536 complexating effect Effects 0.000 description 1
- 239000008139 complexing agent Substances 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- LRCFXGAMWKDGLA-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;hydrate Chemical compound O.O=[Si]=O LRCFXGAMWKDGLA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 150000002222 fluorine compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 1
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 1
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 1
- 125000001165 hydrophobic group Chemical group 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N iron Substances [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 150000002605 large molecules Chemical class 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 1
- 150000002826 nitrites Chemical class 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 229920001778 nylon Polymers 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 239000004304 potassium nitrite Substances 0.000 description 1
- 235000010289 potassium nitrite Nutrition 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N silicic acid Chemical compound O[Si](O)(O)O RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ABTOQLMXBSRXSM-UHFFFAOYSA-N silicon tetrafluoride Chemical compound F[Si](F)(F)F ABTOQLMXBSRXSM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M sodium nitrite Substances [Na+].[O-]N=O LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 235000010288 sodium nitrite Nutrition 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 1
- 239000011269 tar Substances 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
Landscapes
- Detergent Compositions (AREA)
- Silicates, Zeolites, And Molecular Sieves (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
Description
Предлагаемое изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области кислотной обработки терригенных коллекторов и разглинизации призабойной зоны пласта.The present invention relates to the oil and gas industry, in particular to the field of acid treatment of terrigenous reservoirs and claying of the bottomhole formation zone.
Известно, что на терригенные коллекторы воздействуют смесью соляной и плавиковой кислот, получившей название «глинокислота» (П.М.Усачев. Гидравлический разрез пласта. - М.: Недра, 1986).It is known that terrigenous reservoirs are affected by a mixture of hydrochloric and hydrofluoric acids, called “clay acid” (P.M. Usachev. Hydraulic section of the reservoir. - M .: Nedra, 1986).
Взаимодействие плавиковой кислоты с силикатными материалами, кварцем и каолином терригенного коллектора протекает по реакциям:The interaction of hydrofluoric acid with silicate materials, quartz and kaolin of a terrigenous collector proceeds according to the reactions:
SiO2+4HF=SiF4+2Н2ОSiO 2 + 4HF = SiF 4 + 2H 2 O
H4AlSi2O9+14HF=2АlF3+2SiF4+9H2OH 4 AlSi 2 O 9 + 14HF = 2AlF 3 + 2SiF 4 + 9H 2 O
Образовавшийся в результате реакций фтористый кремний при взаимодействии с водой в свою очередь образует гидрат окиси кремния, который при снижении кислотности превращается из золя в гель. Для предупреждения образования в поровом пространстве геля кремневой кислоты плавиковая кислота применяется только в смеси с соляной кислотой. Оптимальным считают содержание в смеси 3-5% HF и 8-15% HCl. В настоящее время в промышленности выпускают готовую глинокислоту, содержащую 3-5% HF и 12-15% HCl.Silicon fluoride formed as a result of the reaction, when interacting with water, in turn forms a silica hydrate, which, with a decrease in acidity, turns from sol to gel. To prevent the formation of silicic acid in the pore space, hydrofluoric acid is used only in a mixture with hydrochloric acid. The optimal content in the mixture is 3-5% HF and 8-15% HCl. Currently, in the industry produce finished clay acid containing 3-5% HF and 12-15% HCl.
Являясь эффективным реагентом для растворения силикатных материалов и глин, глинокислота, тем не менее, имеет ряд недостатков, среди которых:Being an effective reagent for dissolving silicate materials and clays, clay acid, however, has a number of disadvantages, including:
- высокая скорость взаимодействия с породой коллектора, в результате чего из-за образующихся осадков снижается глубина проникновения кислоты в пласт;- high rate of interaction with the reservoir rock, as a result of which the depth of acid penetration into the formation is reduced due to precipitation;
- плохая смачиваемость кислотного состава с поверхности пород граничных слоев нефти и воды из-за высокого поверхностного натяжения;- poor wettability of the acid composition from the surface of the rocks of the boundary layers of oil and water due to the high surface tension;
- высокая коррозионная активность состава, отрицательно влияющая на нефтепромысловое оборудование и на цементный камень.- high corrosivity of the composition, adversely affecting oilfield equipment and cement stone.
Для увеличения проницаемости кислотных растворов, улучшения нефтеотмывающих свойств, а также для замедления скорости реакции с породой в состав вводят различные ПАВ типа ОП-10, Аф9-12, нефтенол-ВВД, МЛ-72 и др. Для снижения коррозионной активности в глинокислоту вводят ингибиторы коррозии типа СНПХ-6035, ПБ-5 и др.To increase the permeability of acid solutions, improve oil washing properties, and also to slow down the rate of reaction with the rock, various surfactants of the type OP-10, Af 9 -12, neftenol-VVD, ML-72, etc. are introduced into the composition. To reduce corrosion activity, they are introduced into clay acid corrosion inhibitors type SNPCH-6035, PB-5, etc.
Однако введение в глинокислоту указанных реагентов не обеспечивает необходимое снижение скорости взаимодействия кислотного раствора с породой коллектора.However, the introduction of these reagents into the clay acid does not provide the necessary decrease in the rate of interaction of the acid solution with the reservoir rock.
С целью повышения охвата пласта кислотным воздействием известны многочисленные составы и эффективные технологические приемы, заключающиеся в предварительной блокировке высокопроницаемых зон. Это приводит к перераспределению активного кислотного раствора в более закольматированные и в менее проницаемые участки призабойной зоны пласта (ПЗП). Для этих целей применяют кислотные составы, загущенные биополимерами, полиакриламидом, КМЦ, гуаровой смолой и др. (Экспресс-информ. / ВНИИОЭНГ. Сер. «Нефтепромысловое дело»: Зарубеж. опыт. - Вып.23. - С.18-22).In order to increase the coverage of the formation by acid exposure, numerous compositions and effective technological methods are known, which include preliminary blocking of highly permeable zones. This leads to the redistribution of the active acidic solution into the more colonized and less permeable sections of the bottom-hole formation zone (PZP). For these purposes, apply acid compositions thickened with biopolymers, polyacrylamide, CMC, guar gum, etc. (Express-inform. / VNIIOENG. Ser. "Oilfield business": Foreign experience. - Issue 23. - P.18-22) .
Вместе с тем, введение водорастворимых полимеров в кислотные композиции нередко является причиной снижения продуктивности или приемистости скважины. Наличие в ПЗП высокомолекулярных соединений, прочно связанных со стенками фильтрационных каналов и с поверхностью минеральных частиц, приводит к снижению проницаемости коллектора, а растворение и удаление их обычными кислотными растворами является затруднительным.However, the introduction of water-soluble polymers into acidic compositions is often the cause of a decrease in well productivity or injectivity. The presence of high molecular weight compounds in the BCP that are firmly bonded to the walls of the filtration channels and to the surface of the mineral particles leads to a decrease in the permeability of the reservoir, and their dissolution and removal by conventional acidic solutions is difficult.
Известно, что одним из эффективных методов кислотного воздействия на терригенные коллекторы, содержащие асфальтосмолистые парафиновые отложения (АСПО), является предварительная закачка в ПЗП низковязких углеводородных растворителей.It is known that one of the effective methods of acidizing terrigenous reservoirs containing asphalt resinous paraffin deposits (AFS) is the preliminary injection of low-viscosity hydrocarbon solvents into the bottomhole formation zone.
Наиболее близким к заявляемому изобретению (прототип) является состав, состоящий из соляной кислоты, фтористо-водородной кислоты, органического растворителя АСПО, неионогенного ПАВ и оксиэтилендифосфоновой кислоты (ОЭДФК). Используемые ароматические растворители (толуол, нефрас АР-120/200, АО-130/150 и др.) растворяют и десорбирует АСПО с поверхности поровых каналов. Закачке кислотного состава предшествует обработка призабойной зоны скважин углеводородной суспензией (дизельное топливо или керосин), содержащей нитрит натрия или калия, или кальция и мочевину, взаимодействующей с кислотным составом с выделением тепла и газообразных компонентов (Патент РФ RU №2181832).Closest to the claimed invention (prototype) is a composition consisting of hydrochloric acid, hydrofluoric acid, an organic solvent, paraffin, nonionic surfactants and hydroxyethylene diphosphonic acid (OEDPK). The aromatic solvents used (toluene, AP-120/200 nefras, AO-130/150, etc.) dissolve and desorb the paraffin from the surface of the pore channels. The injection of the acid composition is preceded by treatment of the bottom-hole zone of the wells with a hydrocarbon suspension (diesel fuel or kerosene) containing sodium or potassium nitrite, or calcium and urea interacting with the acid composition with the release of heat and gaseous components (RF Patent RU No. 2181832).
Однако применение таких составов для обработки ПЗП эксплуатационных скважин не позволяет исключить образование гидроокиси железа, нерастворимых соединений фтора, выделение ингибиторов коррозии. Необходимо также отметить, что известный состав не обладает комплексирующей способностью к ионам Fe+3 техногенного происхождения, представляющим, как правило, серьезную опасность при проведении кислотных обработок. Кроме того, смешение водных растворов кислот с ароматическими растворителями приводит к расслоению 2-х несмешивающихся фаз, что отрицательно сказывается на отмывающей способности и удалении с поверхности поровых каналов граничных слоев нефти и воды.However, the use of such compositions for treating the bottomhole formation zone of production wells does not preclude the formation of iron hydroxide, insoluble fluorine compounds, and the release of corrosion inhibitors. It should also be noted that the known composition does not have a complexing ability to Fe +3 ions of technogenic origin, which, as a rule, is a serious danger when carrying out acid treatments. In addition, the mixing of aqueous solutions of acids with aromatic solvents leads to the separation of 2 immiscible phases, which negatively affects the washing ability and removal of the boundary layers of oil and water from the surface of the pore channels.
Предусмотренная в известном изобретении предварительная закачка углеводородной суспензии, содержащей нерастворимые (в дизельном топливе) нитриты щелочных металлов, не обеспечит повышение охвата пласта кислотным воздействием.The preliminary injection of a hydrocarbon suspension containing insoluble (in diesel fuel) nitrites of alkali metals provided for in the known invention does not provide an increase in the formation coverage by acid exposure.
Целью изобретения является разработка кислотного состава, обладающего растворяющей способностью силикатных материалов и глин, соизмеримой с прототипом, но имеющего пониженную скорость взаимодействия с породой коллектора, повышенную смачиваемость приграничных слоев нефти и воды, высокую отмывающую способность от АСПО, способность удалять из зоны обработки гидроокись железа и пониженную коррозионную активность.The aim of the invention is the development of an acid composition having a solubility of silicate materials and clays, comparable with the prototype, but having a reduced rate of interaction with the reservoir rock, increased wettability of the boundary layers of oil and water, high washing ability from ARPD, the ability to remove iron hydroxide and reduced corrosion activity.
Поставленная цель достигается тем, состав для обработки терригенных коллекторов, содержащий глинокислоту, органический растворитель и поверхностно-активное вещество (ПАВ), содержит в качестве органического растворителя вещество, смешивающееся как с водной фазой, так и с углеводородом, и дополнительно - уксусную кислоту и гидрофобный кремнезем «Полисил» при следующем соотношении компонентов, мас.%:This goal is achieved by the fact that the composition for treating terrigenous reservoirs containing clay acid, an organic solvent and a surfactant contains as an organic solvent a substance miscible with both the aqueous phase and the hydrocarbon, and additionally acetic acid and hydrophobic Silica "Polysil" in the following ratio of components, wt.%:
а в качестве указанного растворителя - изопропиловый спирт, бутилцеллозольв, жидкие продукты пиролиза.and as the specified solvent is isopropyl alcohol, butyl cellosolve, liquid pyrolysis products.
Уксусная кислота в кислотной композиции выполняет функцию комплексообразователя, переводя оксиды железа в растворимые соли. «Полисил» (Патент РФ №2152967) представляет собой гидрофобную двуокись кремния с размером дискретных частиц 0,005-0,04 мкм, образующую в смеси кислот и органического растворителя устойчивую суспензию. Благодаря ультрадисперсности твердых частиц «Полисила» суспензия легко проникает в поровое пространство и вызывает временную блокировку высокопроницаемых зон.Acetic acid in the acid composition serves as a complexing agent, converting iron oxides into soluble salts. "Polysil" (RF Patent No. 2152967) is a hydrophobic silicon dioxide with a discrete particle size of 0.005-0.04 microns, forming a stable suspension in a mixture of acids and an organic solvent. Due to the ultrafine dispersion of Polysil solid particles, the suspension easily penetrates into the pore space and causes temporary blockage of highly permeable zones.
Адсорбируясь в поровых каналах ПЗП, «Полисил» уменьшает поверхность контакта кислотного раствора с горной породой и тем самым снижает скорость взаимодействия кислоты, что позволяет увеличивать глубину проникновения реагента. При этом происходит гидрофобизация порового пространства, обеспечивающая более легкое удаление рыхлосвязанной воды из призабойной зоны.Adsorbed in the pore channels of the PZP, Polysil reduces the contact surface of the acid solution with the rock and thereby reduces the rate of interaction of the acid, which allows to increase the penetration depth of the reagent. In this case, hydrophobization of the pore space occurs, which provides easier removal of loose-bound water from the bottomhole zone.
«Полисил» также выполняет функцию загустителя кислотного раствора, приобретающего псевдопластические свойства. Как показали исследования, при создании депрессии на пласт он будет извлекаться из высокопроницаемых и частично низкопроницаемых фильтрационных каналов, что повышает успешность кислотной обработки скважины.Polysil also acts as a thickener for an acid solution acquiring pseudoplastic properties. Studies have shown that when creating a depression on the reservoir, it will be removed from the highly permeable and partially low permeable filtration channels, which increases the success of acid treatment of the well.
В качестве ПАВ используют Нефтенол-ВВД, Синол АН-1, Нефтенол МЛ, ОП-10, Аф9-12 и др.As surfactants, Neftenol-VVD, Sinol AN-1, Neftenol ML, OP-10, Af 9 -12, etc. are used.
Увеличение содержания органического растворителя до 40 мас.%, как и введение в кислотную композицию ПАВ и «Полисила», способствует заметному (на порядок) снижению скорости взаимодействия кислотного состава с породой и уменьшению коррозионной активности к нефтепромысловому оборудованию.An increase in the content of organic solvent up to 40 wt.%, As well as the introduction of surfactants and Polysil in the acid composition, contributes to a noticeable (by an order of magnitude) decrease in the rate of interaction of the acid composition with the rock and a decrease in corrosion activity to oilfield equipment.
Присутствие в органическом растворителе гидрофильных и гидрофобных групп обеспечивает его смешиваемость с водной фазой раствора кислот с образованием гомогенной жидкости и позволяет его рассматривать как ПАВ. Этим достигается еще одно требование к кислотным составам для обработки ПЗП - возможность высокой смачиваемости и удаление с поверхности породы адсорбированых слоев нефти и воды.The presence of hydrophilic and hydrophobic groups in the organic solvent ensures its miscibility with the aqueous phase of the acid solution with the formation of a homogeneous liquid and allows it to be considered as a surfactant. This achieves yet another requirement for acidic compositions for the treatment of PZP - the possibility of high wettability and removal of adsorbed layers of oil and water from the rock surface.
Лабораторными исследованиями установлено, что выбранные углеводородные жидкости растворяют до 20% по массе асфальтосмолистых парафиновых отложений (АСПО), что находится на уровне применяемых в настоящее время в нефтедобывающей промышленности растворителей АСПО, типа СНПХ, толуол, нефрас. Применяемые углеводороды легко смешиваются с нефтью в любых соотношениях, не образуя при этом эмульсий и гудронов.Laboratory studies found that the selected hydrocarbon liquids dissolve up to 20% by weight of asphalt-resinous paraffin deposits (ARPD), which is at the level of the currently used ARPD solvents in the oil industry, such as SNPH, toluene, nephras. The hydrocarbons used are easily mixed with oil in any proportions, without forming emulsions and tars.
Ниже приведены конкретные примеры эффективности кислотного состава для обработки терригенного коллектора.The following are specific examples of the effectiveness of the acid composition in treating a terrigenous reservoir.
Примеры конкретного выполнения.Examples of specific performance.
Примеры 1-3Examples 1-3
Определение степени взаимодействия проводили на образцах натурального керна терригенного коллектора. С целью установления скорости взаимодействия предлагаемой кислотной композиции (I) с породой исследовали кинетику реакции.The degree of interaction was determined on samples of a natural core of a terrigenous reservoir. In order to establish the rate of interaction of the proposed acid composition (I) with the rock, the reaction kinetics was studied.
Для сравнения параллельно проводили исследования скорости взаимодействия товарной глинокислоты состава (III) с породой. В опытах использовали высушенные до постоянного веса измельченные образцы горной породы Северо-Кислорского месторождения с содержанием глины 12,6%.For comparison, in parallel, studies were conducted on the rate of interaction of commodity clay acid of composition (III) with the rock. In the experiments, crushed rock samples of the North Kislor deposit with a clay content of 12.6% dried to constant weight were used.
Навески образцов (около 2 г) заливали кислотными растворами в количестве 25 мл и выдерживали при комнатной температуре в течение от 15 мин до 1 часа. По истечении заданного времени осадок отфильтровывали на бумажном фильтре, промывали до нейтральной реакции и высушивали до постоянного веса. Эффективность обработки оценивали по степени растворения осадка как m2/m1, где m1 и m2 - вес высушенного осадка до и после обработки соответственно. Полученные результаты приведены в таблицах.Samples of samples (about 2 g) were poured with acid solutions in an amount of 25 ml and kept at room temperature for 15 minutes to 1 hour. After a predetermined time, the precipitate was filtered on a paper filter, washed until neutral and dried to constant weight. The processing efficiency was evaluated by the degree of dissolution of the precipitate as m 2 / m 1 , where m 1 and m 2 are the weight of the dried precipitate before and after treatment, respectively. The results are shown in tables.
Как видно из таблиц, скорости растворения образцов составами I-III заметно различаются. Определенная как tg угла наклона в начальной точке координат скорость реакции кислотных составов (V0) с бентонитовой глиной составляет (% раств./мин):As can be seen from the tables, the dissolution rates of samples with compositions I-III differ markedly. The reaction rate of acidic compounds (V 0 ) with bentonite clay, defined as tg of the angle of inclination at the initial coordinate point, is (% solution / min):
для составов: I - 0,5; II - 1,5; III - 7,5.for compositions: I - 0.5; II - 1.5; III - 7.5.
Из полученных данных видно, что начальная скорость взаимодействия кислотных составов I и II с терригенной породой коллектора значительно ниже, чем для товарной глинокислоты. Среди рассмотренных составов наименьшей скоростью растворения терригенной породы обладает предлагаемая кислотная композиция (V0-I<V0-II в 3 раза). Как указывалось выше, снижение скорости взаимодействия кислотного состава с породой является крайне важным фактором при обработке низкопроницаемых коллекторов.From the data obtained, it can be seen that the initial rate of interaction of the acid compositions I and II with the terrigenous rock of the collector is significantly lower than for commercial clay. Among the considered compositions, the proposed acid composition (V 0-I <V 0-II 3 times) has the lowest dissolution rate of terrigenous rocks. As indicated above, a decrease in the rate of interaction of the acid composition with the rock is an extremely important factor in the processing of low permeability reservoirs.
Примеры 4-5Examples 4-5
В таблице 1 приведены сравнительные данные по растворяющей способности кислотных составов I и II при взаимодействии с бентонитовой глиной, предварительно смоченной углеводородом.Table 1 shows comparative data on the solubility of the acid compositions I and II when interacting with bentonite clay, previously moistened with hydrocarbon.
Как видно из таблицы, предлагаемый кислотный состав в 1,3 раза эффективнее растворяет нефтенасыщенный образец бентонитовой глины по сравнению с прототипом. Кроме того, исследования показали, что предлагаемый кислотный состав I более эффективно, чем прототип, растворяет оксиды железа, что обусловлено присутствием в кислотном составе уксусной кислоты. Так введение в кислотные составы F2О3 в количестве 10 мас.% приводит к полному растворению оксидов железа составом I при 60°С в течение 15 минут, а составом II - в течение более 24 часов.As can be seen from the table, the proposed acid composition is 1.3 times more effective in dissolving an oil-saturated sample of bentonite clay compared to the prototype. In addition, studies have shown that the proposed acid composition I dissolves iron oxides more efficiently than the prototype, due to the presence of acetic acid in the acid composition. So the introduction of 10% by weight of F 2 O 3 into the acid compositions leads to the complete dissolution of iron oxides with composition I at 60 ° C for 15 minutes, and composition II for more than 24 hours.
Примеры 6-11Examples 6-11
Состав кислотной композиции - концентрация кислот, их соотношение, содержание углеводородного растворителя и его природа влияют на скорость взаимодействия с терригенной породой коллектора и на коррозионную активность.The composition of the acid composition - the concentration of acids, their ratio, the content of the hydrocarbon solvent and its nature affect the rate of interaction with terrigenous rock of the reservoir and corrosion activity.
Коррозионную активность разработанного кислотного состава проверяли по стандартной методике на металлических пластинах (сталь 3) при комнатной температуре и атмосферном давлении.The corrosion activity of the developed acid composition was checked by standard methods on metal plates (steel 3) at room temperature and atmospheric pressure.
Пластинку из стали 3 размером 10×15×3 очищали, промывали в теплой воде, обезжиривали ацетоном или спиртом и высушивали до постоянного веса. Пластинку подвешивали на капроновой нити в стакане так, чтобы при заполнении стакана раствором кислот торец пластинки оказался примерно на 10 мм ниже уровня жидкости. Стакан заполняли кислотным составом, и пластинка оставлялась в этом растворе на фиксированное время. По истечении заданного времени пластинку вынимали из кислоты, тщательно промывали в проточной воде мягкой щеткой и многократно ополаскивали горячей дистиллированной водой. Влагу с поверхности удаляли фильтровальной бумагой и пластинку сушили до постоянного веса.A 10 × 15 × 3 steel plate 3 was cleaned, washed in warm water, degreased with acetone or alcohol, and dried to constant weight. The plate was suspended on a nylon filament in a glass so that when the glass was filled with an acid solution, the end face of the plate was approximately 10 mm below the liquid level. The beaker was filled with an acidic composition, and the plate remained in this solution for a fixed time. After a predetermined time, the plate was removed from the acid, thoroughly washed in running water with a soft brush and repeatedly rinsed with hot distilled water. Moisture was removed from the surface with filter paper and the plate was dried to constant weight.
Скорость коррозии вычисляли по формулеThe corrosion rate was calculated by the formula
V=q/10-4·S·t,V = q / 10 −4 · S · t,
где V - скорость коррозии, г/м2 час;where V is the corrosion rate, g / m 2 hour;
q - потеря массы пластинки в результате коррозии, г;q is the mass loss of the plate as a result of corrosion, g;
S - поверхность, подвергающаяся коррозии, м2;S is the surface subjected to corrosion, m 2 ;
t - продолжительность испытания, час.t is the duration of the test, hours.
Полученные результаты по коррозионной активности и по растворимости образцов натурального керна Северо-Кислорского месторождения с содержанием глины 12,6% в кислотных композициях различного состава приведены в таблице 2.The results obtained on the corrosion activity and on the solubility of natural core samples of the North Kislor deposit with clay content of 12.6% in acid compositions of various compositions are shown in table 2.
При сравнении полученных результатов видно, что предлагаемый кислотный состав, содержащий до 40 мас.% органического растворителя, по коррозионной активности в 2,5-3 раза ниже, чем известный состав. При увеличении концентрации кислот в композиции происходит снижение содержания углеводородного растворителя, что, в свою очередь, приводит к заметному увеличению коррозионной активности композиции. При этом вследствие снижения доотмывающей способности степень растворения образца, смоченного нефтью, практически не увеличивается (сравн. пример 7 и 8).When comparing the results obtained, it is seen that the proposed acid composition containing up to 40 wt.% Organic solvent, in corrosion activity is 2.5-3 times lower than the known composition. With an increase in the concentration of acids in the composition, a decrease in the content of hydrocarbon solvent occurs, which, in turn, leads to a noticeable increase in the corrosion activity of the composition. In this case, due to a decrease in the washing ability, the degree of dissolution of the sample moistened with oil practically does not increase (cf. Example 7 and 8).
Снижение содержания в композиции смеси кислот приводит к заметному снижению растворимости образца (пример 11), при этом коррозионная активность кислотной композиции уменьшается незначительно.The decrease in the content of the mixture of acids in the composition leads to a noticeable decrease in the solubility of the sample (example 11), while the corrosion activity of the acid composition decreases slightly.
Примеры 12-13Examples 12-13
Для проверки растворяющей способности силикатных материалов и глин в приближенных к пластовым условиям на насыпных моделях были выполнены фильтрационные исследования по изменению проницаемости образцов, обработанных предлагаемым кислотным составом.To test the solubility of silicate materials and clays in close to reservoir conditions on bulk models, filtration studies were performed to measure the permeability of samples treated with the proposed acid composition.
Эксперименты проводили в следующей последовательности:The experiments were carried out in the following sequence:
В качестве модели пласта использовали насыпную модель длиной 470 мм и внутренним диаметром 30 мм, заполненную кварцевым песком, содержащим 4,36% сухой бентонитовой глины. Модель подсоединили к установке BPS - 805, заводнили сеноманской водой и дали выдержку 12 часов для полного набухания глины. После определения порового объема в насыпную модель пласта закачали один поровый объем нефти и продолжили прокачку сеноманской воды до достижения стабилизационного режима.As a reservoir model, a bulk model with a length of 470 mm and an inner diameter of 30 mm filled with quartz sand containing 4.36% dry bentonite clay was used. The model was connected to a BPS-805 installation, flooded with Cenomanian water and allowed to stand for 12 hours to completely swell the clay. After determining the pore volume, one pore volume of oil was pumped into the bulk model of the reservoir and the pumping of Cenomanian water was continued until the stabilization regime was reached.
Определив остаточную нефтенасыщенность и проницаемость по сеноманской воде, в модель пласта закачали два поровых объема кислотного состава и после выдержки на реакцию 8 часов при температуре 40 С повторно определили проницаемость по сеноманской воде.Having determined the residual oil saturation and Cenomanian water permeability, two pore volumes of acid composition were pumped into the reservoir model and, after exposure to the reaction for 8 hours at a temperature of 40 C, Cenomanian water permeability was re-determined.
Аналогичные работы были проведены на насыпной модели пласта с близкими фильтрационными характеристиками, где вместо разработанного состава применялся состав, полученный по прототипу. Результаты фильтрационных исследований приведены в таблице 3.Similar work was carried out on a bulk model of the reservoir with similar filtration characteristics, where instead of the developed composition, the composition obtained from the prototype was used. The results of filtration studies are shown in table 3.
Как видно из приведенных данных таблицы 3, обработка насыпной модели пласта предлагаемым кислотным составом по сравнению с прототипом увеличивает проницаемость образца в 1,2 раза, хотя концентрация глинокислоты в обоих случаях была одинаковой.As can be seen from the data in table 3, processing the bulk model of the reservoir with the proposed acid composition compared with the prototype increases the permeability of the sample by 1.2 times, although the concentration of clay acid in both cases was the same.
проницаемость, μ2, мДUltimate
permeability, μ 2 , MD
Примеры 14-15Examples 14-15
Эффективность применения в кислотной композиции гидрофобного кремнезема, выполняющего функцию загустителя, оценивали по результатам фильтрации кислотных составов через образец трещинно-порового коллектора. С целью блокировки высокопроницаемых трещин в кислотную композицию ввели 0,15 мас.% «Полисила». В качестве испытуемых образцов были выбраны керны трещинно-порового коллектора с близкой проницаемостью и поровым объемом.The effectiveness of the use of hydrophobic silica in the acid composition, which acts as a thickener, was evaluated by filtering the acid compositions through a sample of a fractured-pore collector. In order to block highly permeable cracks, 0.15% by weight of Polysil was introduced into the acid composition. As test samples, cores of a fractured-porous reservoir with close permeability and pore volume were selected.
Влияние «Полисила» на процесс фильтрации оценивали по изменению давления закачки и рН фильтруемой жидкости. Результаты исследования приведены в таблице 4.The effect of Polysil on the filtration process was evaluated by the change in injection pressure and pH of the filtered fluid. The results of the study are shown in table 4.
бутилцеллозоль - 10clay acid - 84.0
butyl cellosol - 10
СН3СООН - 5Neftenol-VV - 1.0
CH 3 COOH - 5
бутилцеллозоль - 10
нефтенол-ВВ - 1,0
СН3СООН - 5
«Полисил» - 0,15clay acid - 83.85
butyl cellosol - 10
Neftenol-VV - 1.0
CH 3 COOH - 5
"Polisil" - 0.15
Как видно из приведенных в таблице 4 данных, присутствие в композиции «Полисила» (пример 15) приводит к увеличению давления прокачки кислотного состава, что обусловлено частичной блокировкой высокопроницаемых зон дискретными частицами химически модифицированного кремнезема (сравн. с примером 14). Это приводит к перераспределению активного кислотного раствора в менее проницаемые участки модели пласта. Увеличение поверхности взаимодействия способствует более эффективной нейтрализации кислоты, что выражается в изменении рН среды (см. табл.4). Проведенные фильтрационные исследования показали, что введение в кислотный состав более 0,15 масс.% «Полисила» приводит к заметной кольматации порового пространства и увеличению давления прокачки.As can be seen from the data in table 4, the presence in the composition of “Polysil” (example 15) leads to an increase in the pumping pressure of the acid composition, which is due to the partial blocking of highly permeable zones by discrete particles of chemically modified silica (compare with example 14). This leads to a redistribution of the active acid solution into less permeable sections of the reservoir model. An increase in the interaction surface contributes to a more effective neutralization of the acid, which is expressed in a change in the pH of the medium (see table 4). Filtration studies showed that the introduction of more than 0.15 wt.% “Polysil” into the acid composition leads to a noticeable colmatation of the pore space and an increase in pumping pressure.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006122046/03A RU2319727C1 (en) | 2006-06-22 | 2006-06-22 | Composition for treatment of terrigenous reservoirs |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006122046/03A RU2319727C1 (en) | 2006-06-22 | 2006-06-22 | Composition for treatment of terrigenous reservoirs |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2006122046A RU2006122046A (en) | 2008-01-10 |
| RU2319727C1 true RU2319727C1 (en) | 2008-03-20 |
Family
ID=39019641
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006122046/03A RU2319727C1 (en) | 2006-06-22 | 2006-06-22 | Composition for treatment of terrigenous reservoirs |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2319727C1 (en) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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 |
| RU2539058C1 (en) * | 2013-12-12 | 2015-01-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Composition for clay cake removal from face zone of low-permeability terrigenous seam |
| RU2555975C1 (en) * | 2014-07-25 | 2015-07-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Method to treat bottomhole area of production well |
| RU2656293C1 (en) * | 2017-02-01 | 2018-06-04 | Павел Юрьевич Илюшин | Acid composition for treatment of bottomhole formation zone |
| RU2810383C1 (en) * | 2023-01-20 | 2023-12-27 | Публичное акционерное общество "Газпром нефть" (ПАО "Газпром нефть") | Composition for acid treatment of bottomhole zone of carbonate reservoirs |
| WO2024155214A1 (en) * | 2023-01-20 | 2024-07-25 | Публичное акционерное общество "Газпром нефть" | Composition for acidizing a near-wellbore region in carbonate reservoirs |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN116444130A (en) * | 2023-04-17 | 2023-07-18 | 锦州润瀛非金属矿新材料有限公司 | Preparation method of high-purity raw material of far infrared optical glass |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5355958A (en) * | 1992-11-06 | 1994-10-18 | Halliburton Company | Low viscosity acid-in-oil emulsions and methods |
| RU2131972C1 (en) * | 1998-03-25 | 1999-06-20 | Позднышев Геннадий Николаевич | Acid surfactant composition for treatment of bottom-hole zone |
| RU2181832C2 (en) * | 2000-04-10 | 2002-04-27 | Позднышев Геннадий Николаевич | Method of treatment of bottom-hole zone with chemical reagent |
| RU2199661C1 (en) * | 2002-06-13 | 2003-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Иджат" | Composition for treating well bottom zone |
| RU2211325C1 (en) * | 2002-09-12 | 2003-08-27 | Мазаев Владимир Владимирович | Method of treatment of bottomhole formation zone |
| RU2220999C1 (en) * | 2002-05-14 | 2004-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Composition for production and transport of crude oil and a method for preparation thereof |
-
2006
- 2006-06-22 RU RU2006122046/03A patent/RU2319727C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5355958A (en) * | 1992-11-06 | 1994-10-18 | Halliburton Company | Low viscosity acid-in-oil emulsions and methods |
| RU2131972C1 (en) * | 1998-03-25 | 1999-06-20 | Позднышев Геннадий Николаевич | Acid surfactant composition for treatment of bottom-hole zone |
| RU2181832C2 (en) * | 2000-04-10 | 2002-04-27 | Позднышев Геннадий Николаевич | Method of treatment of bottom-hole zone with chemical reagent |
| RU2220999C1 (en) * | 2002-05-14 | 2004-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Composition for production and transport of crude oil and a method for preparation thereof |
| RU2199661C1 (en) * | 2002-06-13 | 2003-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Иджат" | Composition for treating well bottom zone |
| RU2211325C1 (en) * | 2002-09-12 | 2003-08-27 | Мазаев Владимир Владимирович | Method of treatment of bottomhole formation zone |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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 |
| RU2539058C1 (en) * | 2013-12-12 | 2015-01-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Composition for clay cake removal from face zone of low-permeability terrigenous seam |
| RU2555975C1 (en) * | 2014-07-25 | 2015-07-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Method to treat bottomhole area of production well |
| RU2656293C1 (en) * | 2017-02-01 | 2018-06-04 | Павел Юрьевич Илюшин | Acid composition for treatment of bottomhole formation zone |
| RU2810383C1 (en) * | 2023-01-20 | 2023-12-27 | Публичное акционерное общество "Газпром нефть" (ПАО "Газпром нефть") | Composition for acid treatment of bottomhole zone of carbonate reservoirs |
| WO2024155214A1 (en) * | 2023-01-20 | 2024-07-25 | Публичное акционерное общество "Газпром нефть" | Composition for acidizing a near-wellbore region in carbonate reservoirs |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2006122046A (en) | 2008-01-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA1267276A (en) | Acidizing method | |
| RU2582605C2 (en) | Processing illite formations with chelating agent | |
| US4708207A (en) | Scale removal treatment | |
| EP1438481B8 (en) | Treating composition | |
| US5051197A (en) | Scale removal treatment | |
| RU2319727C1 (en) | Composition for treatment of terrigenous reservoirs | |
| US4056146A (en) | Method for dissolving clay | |
| US4136739A (en) | Method for generating hydrofluoric acid in a subterranean formation | |
| EA026696B1 (en) | Method of removing filter cake at low temperature (embodiments) | |
| WO1996021084A1 (en) | Acid treatment method for siliceous formations | |
| CN1427919A (en) | Viscocity reduction of viscoelastic surfactant based fluids | |
| US11454099B2 (en) | Method for determining acidization effectiveness for wellbore operations | |
| US4073344A (en) | Methods for treating subterranean formations | |
| Gidley | Stimulation of sandstone formations with the acid-mutual solvent method | |
| NL9101025A (en) | PROCESS FOR IMPROVING FORMATION PERMEABILITY USING CHLORINE DIOXIDE. | |
| López et al. | Cardanol/SiO2 nanocomposites for inhibition of formation damage by asphaltene precipitation/deposition in light crude oil reservoirs. part ii: nanocomposite evaluation and coreflooding test | |
| US10012061B2 (en) | Formulations and methods for removing hydrocarbons from surfaces | |
| RU2181832C2 (en) | Method of treatment of bottom-hole zone with chemical reagent | |
| AU2017219172A1 (en) | Formulations and methods for removing hydrocarbons from surfaces | |
| RU2283952C2 (en) | Method for mudding formation removing from bottomhole zone of terrigenous formation | |
| RU2235871C2 (en) | Acidic composition for treating face-adjacent bed section | |
| EP0265563B1 (en) | Acidizing method | |
| RU2188933C1 (en) | Method of increasing wells productivity | |
| Mahmoud | Reaction of chelating agents and catalyst with sandstone minerals during matrix acid treatment | |
| RU2172823C1 (en) | Method of increasing of productivity of producing wells |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Effective date: 20101019 |
|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| PC43 | Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions |
Effective date: 20200914 |