RU2539058C1 - Состав для разглинизации призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта - Google Patents
Состав для разглинизации призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2539058C1 RU2539058C1 RU2013155435/03A RU2013155435A RU2539058C1 RU 2539058 C1 RU2539058 C1 RU 2539058C1 RU 2013155435/03 A RU2013155435/03 A RU 2013155435/03A RU 2013155435 A RU2013155435 A RU 2013155435A RU 2539058 C1 RU2539058 C1 RU 2539058C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- solution
- low
- acid
- permeability
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Silicates, Zeolites, And Molecular Sieves (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разрушения глинистых частиц, находящихся в поровом пространстве низкопроницаемого заглинизированного терригенного пласта. Состав для разглинизации призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта содержит, мас.%: хлорид аммония 20,0-60,0; глинокислоту 6,0-12,0; уксусную кислоту 12-24; ацетонометанольный раствор или этиловый или изопропиловый спирт 22-44. 3 пр., 3 ил.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разглинизации призабойной зоны низкопроницаемого заглинизированного терригенного пласта.
Сенон-туронские коллектора газовых скважин на месторождениях севера Западной Сибири относятся к заглинизированным низкопроницаемым терригенным отложениям, сложенных из влагонабухающих глин. При вскрытии такого коллектора происходит существенная кольматация призабойной зоны пласта, в том числе перфорационных отверстий. Кислотные обработки таких коллекторов не всегда оказываются эффективными, так выход скважин на проектный режим нередко длится от нескольких недель до нескольких месяцев.
Известны составы на основе кислотных растворов с добавлением поверхностно-активных веществ и плавиковой кислоты [Спутник нефтяника и газовика: Справочник / Под ред. Н.Г. Середы. - М.: Недра, 1986].
Недостатком этих составов является недостаточная эффективность разглинизации призабойной зоны низкопроницаемого заглинизированного терригенного пласта.
Известен состав для разглинизации призабойной зоны пласта, содержащий водный раствор соляной кислоты и аммонийсодержащего вещества в соотношении, масс.%: раствор соляной кислоты 1-5, аммонийсодержащее вещество 5-50, вода - остальное [SU №1792483 A3, МПК5 E21B 43/27, опубл. 30.01.93].
Недостатком состава является сложность приготовления, связанная с необходимостью разогрева раствора до температуры свыше 50°C, что в промысловых условиях трудно сделать, причем при использовании соляной кислоты при высокой температуре повышается коррозия оборудования, и недостаточная эффективность разглинизации призабойной зоны низкопроницаемого заглинизированного терригенного пласта.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по совокупности признаков (прототипом) является состав для разглинизации призабойной зоны пласта, содержащий водный раствор соляной кислоты и аммонийсодержащего вещества в соотношении, масс.%: раствор соляной кислоты 5,50-15,00, аммонийсодержащее вещество 5,00-50,00, карбоновая кислота 0,01-10,00, вода - остальное [RU №2242601 C2, МПК7 E21B 43/27, опубл. 20.12.04].
Недостатком состава является недостаточная эффективность разглинизации призабойной зоны низкопроницаемого заглинизированного терригенного пласта, связанная с быстрой нейтрализации раствора соляной кислоты в призабойной зоне, в результате чего состав не обеспечивает необходимую скорость реакции разрушения глинистых частиц.
Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в повышении эффективности разглинизации призабойной зоны низкопроницаемого заглинизированного терригенного пласта.
Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в повышении эффективности разрушения глинистых частиц, находящихся в норовом пространстве низкопроницаемого заглинизированного терригенного пласта, по причине медленной нейтрализации раствора соляной кислоты, содержащейся в глинокислоте, то есть в увеличении периода действия раствора соляной кислоты в призабойной зоне, в результате чего состав обеспечивает достаточную скорость реакции для разрушения глинистых частиц, помимо этого он осушает призабойную зону пласта, уменьшая вредное воздействие влаги, постоянно присутствующей в пласте.
Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что состав для разглинизации призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта включает водный раствор хлорида аммония (относящийся к аммонийсодержащим веществам) 20,0-60,0 масс.%, глинокислоту 6,0-12,0 масс.%, уксусную кислоту 12-24 масс.% и ацетонометанольный раствор или этиловый, либо изопропиловый спирт 22-44 масс.%.
На фиг.1-3 представлены диаграммы, иллюстрирующие увеличение проницаемости образцов до и после закачивания в него состава для разглинизации, по примерам 1-3 при различных соотношениях компонентов состава.
При осуществлении заявляемого технического решения в зависимости от состава глин, находящихся призабойной зоне пласта, и необходимой плотности раствора применялись следующие составы (концентрации составов):
Пример 1:
В скважине с эксплуатационной колонной диаметром 219 мм и толщиной интервала перфорации 60 м определяют необходимый объем ацетонометанольного раствора для приготовления требуемого состава технологического раствора, исходя из расчета 0,4-2,0 м3 на 1 м вскрытой перфорацией эффективной толщины пласта. В ацетонометанольный раствор, определенный объем 22 масс.%, вводят расчетное количество хлорида аммония - 60,0% масс. При постоянном перемешивании происходит его затворение в данном объеме ацетонометанольного раствора с образованием технологического раствора. В процессе перемешивания в технологический раствор вводят сначала глинокислоту - 6,0 масс.%, а затем уксусную кислоту - 12 масс.% В результате образуется морозостойкий технологический раствор. Далее морозостойкий технологический раствор закачивают в скважину и продавливают в призабойную зону пласта с оставлением части морозостойкого технологического раствора в перфорационных отверстиях интервала перфорации. Увеличение проницаемости первого образца составило 15%, второго образца - 12%, третьего образца - 8%.
Пример 2:
В скважине с эксплуатационной колонной диаметром 168 мм и толщиной интервала перфорации 40 м определяют необходимый объем ацетонометанольного раствора - 30 масс.% для приготовления требуемого состава технологического раствора, исходя из расчета 0,4-2,0 м3 на 1 м вскрытой перфорацией эффективной толщины пласта. В этот, определенный, объем ацетонометанольного раствора вводят расчетное количество хлорида аммония - 40,0 масс.%. При постоянном перемешивании происходит его затворение в данном объеме ацетонометанольного раствора с образованием технологического раствора. В процессе перемешивания в технологический раствор вводят сначала глинокислоту - 10,0 масс.%, а затем уксусную кислоту - 20 масс.%. В результате образуется морозостойкий технологический раствор. После этого морозостойкий технологический раствор закачивают в скважину и продавливают в призабойную зону пласта с оставлением части морозостойкого технологического раствора в перфорационных отверстиях интервала перфорации. Увеличение проницаемости первого образца составило 15%, второго образца - 9%, третьего образца - 20%.
Пример 3:
В скважине с эксплуатационной колонной диаметром 146 мм и толщиной интервала перфорации 20 м определяют необходимый объем ацетонометанольного раствора - 44 масс.% для приготовления требуемого состава технологического раствора, исходя из расчета 0,4-2,0 м3 на 1 м вскрытой перфорацией эффективной толщины пласта. В этот, определенный, объем ацетонометанольного раствора вводят расчетное количество хлорида аммония - 20,0 масс.%, при постоянном перемешивании происходит его затворение в данном объеме ацетонометанольного раствора с образованием технологического раствора. В процессе перемешивания в технологический раствор вводят сначала глинокислоту - 12,0 масс.%, а затем уксусную кислоту - 24 масс.%, в результате образуется морозостойкий технологический раствор. После этого указанный морозостойкий технологический раствор закачивают в скважину и продавливают в призабойную зону пласта с оставлением части морозостойкого технологического раствора в перфорационных отверстиях интервала перфорации. Увеличение проницаемости первого образца составило 25%, второго образца - 18%, третьего образца - 28%.
Предлагаемый состав, по сравнению с известными аналогами, позволяет проводить разглинизацию призабойной зоны пласта в зимних условиях за счет использования вместо воды незамерзающего ацетонометанольного раствора без набухания глин, находящихся в низкопроницаемом заглинизированном терригенном пласте, позволяет увеличить дебит скважины и ее приемистость.
Claims (1)
- Состав для разглинизации призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта, содержащий аммонийсодержащее вещество, соляную кислоту и растворитель, отличающийся тем, что содержит глинокислоту, уксусную кислоту, а в качестве аммонийсодержащего вещества содержит хлорид аммония, в качестве растворителя - ацетонометанольный раствор или этиловый или изопропиловый спирт при следующем соотношении компонентов, мас.%:
хлорид аммония 20,0-60,0 глинокислота 6,0-12,0 уксусная кислота 12,0-24,0 растворитель 22,0-44,0
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013155435/03A RU2539058C1 (ru) | 2013-12-12 | 2013-12-12 | Состав для разглинизации призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013155435/03A RU2539058C1 (ru) | 2013-12-12 | 2013-12-12 | Состав для разглинизации призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2539058C1 true RU2539058C1 (ru) | 2015-01-10 |
Family
ID=53288262
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2013155435/03A RU2539058C1 (ru) | 2013-12-12 | 2013-12-12 | Состав для разглинизации призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2539058C1 (ru) |
Citations (5)
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 |
RU2205949C2 (ru) * | 2001-06-14 | 2003-06-10 | Токарев Михаил Андреевич | Состав для обработки призабойной зоны пласта |
RU2242601C2 (ru) * | 2002-04-27 | 2004-12-20 | Евстифеев Сергей Владиленович | Состав для разглинизации призабойной зоны пласта |
RU2319727C1 (ru) * | 2006-06-22 | 2008-03-20 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (ОАО "РИТЭК") | Состав для обработки терригенных коллекторов |
RU2373385C1 (ru) * | 2008-02-01 | 2009-11-20 | Виктор Николаевич Гусаков | Способ обработки призабойных зон добывающих скважин |
-
2013
- 2013-12-12 RU RU2013155435/03A patent/RU2539058C1/ru active IP Right Revival
Patent Citations (5)
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 |
RU2205949C2 (ru) * | 2001-06-14 | 2003-06-10 | Токарев Михаил Андреевич | Состав для обработки призабойной зоны пласта |
RU2242601C2 (ru) * | 2002-04-27 | 2004-12-20 | Евстифеев Сергей Владиленович | Состав для разглинизации призабойной зоны пласта |
RU2319727C1 (ru) * | 2006-06-22 | 2008-03-20 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (ОАО "РИТЭК") | Состав для обработки терригенных коллекторов |
RU2373385C1 (ru) * | 2008-02-01 | 2009-11-20 | Виктор Николаевич Гусаков | Способ обработки призабойных зон добывающих скважин |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
ЛОГИНОВ Б. Г. и др. Руководство по кислотным обработкам скважин, Москва, "Недра", 1966, с. 41-100. . * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2373385C1 (ru) | Способ обработки призабойных зон добывающих скважин | |
RU2007101329A (ru) | Способ и система для образования трещин в геологическом пласте, окружающем ствол скважины, и используемое топливное устройство(варианты) | |
RU2007115626A (ru) | Циклический способ разработки залежей углеводородов скважинами с горизонтальным стволом | |
US20170009128A1 (en) | Methods for enhancing oil recovery using complex nano-fluids | |
RU2539058C1 (ru) | Состав для разглинизации призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта | |
CA2908906A1 (en) | Method for hydraulic fracking of an underground formation | |
RU2391378C1 (ru) | Тампонажный состав для селективного ограничения водопритоков в добывающих скважинах | |
RU2184221C1 (ru) | Способ комплексного воздействия на призабойную зону скважины | |
RU2456444C2 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта | |
RU2016107747A (ru) | Способ удаления битума для улучшения проницаемости пласта | |
RU2506298C1 (ru) | Модификатор фильтрационных свойств продуктивного пласта | |
RU2614832C2 (ru) | Способ освоения нефтедобывающей скважины и устройство для его осуществления | |
RU2569941C2 (ru) | Способ изоляции подошвенной воды | |
CN106050197A (zh) | 一种弱碱三元复合驱增油机理的分析方法 | |
RU2528803C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны слабоцементированного терригенного пласта в условиях аномально низкого пластового давления | |
RU2383576C1 (ru) | Состав для водоизоляции в газовом пласте | |
RU2614997C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в трещиноватых карбонатных коллекторах | |
RU2249100C2 (ru) | Способ интенсификации притоков нефти и газа | |
RU2291959C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта | |
CN104559975B (zh) | 一种堵水剂及其制备方法和应用 | |
RU2429268C1 (ru) | Высокоэффективная технологическая жидкость для нефтяной промышленности втж рмд-5 | |
RU2260689C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
RU2742167C1 (ru) | Технологическая жидкость для перфорации и глушения скважин | |
RU2101483C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
RU2011807C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20161213 |
|
NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20190110 |