RU2545582C1 - Composition and method for acid processing of bottom hole formation zone - Google Patents
Composition and method for acid processing of bottom hole formation zone Download PDFInfo
- Publication number
- RU2545582C1 RU2545582C1 RU2014106258/03A RU2014106258A RU2545582C1 RU 2545582 C1 RU2545582 C1 RU 2545582C1 RU 2014106258/03 A RU2014106258/03 A RU 2014106258/03A RU 2014106258 A RU2014106258 A RU 2014106258A RU 2545582 C1 RU2545582 C1 RU 2545582C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- acid
- surfactant
- formation
- water
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при кислотной обработке призабойной зоны пласта для повышения приемистости нагнетательных скважин и интенсификации притока флюида из продуктивного пласта с карбонатными коллекторами.The invention relates to the oil industry and can be used for acid treatment of the bottom-hole formation zone to increase the injectivity of injection wells and to intensify the flow of fluid from the reservoir with carbonate reservoirs.
Известен состав для обработки призабойной зоны карбонатного пласта, включающий в масс.%: соляную кислоту 10-20, неиногенное поверхностно-активное вещество (НПАВ) 0,3-1,0, ацетон 20-40 и остальное - воду (см. авт. свид. №1513131, МКИ E21B 43/27, публ. 1989 г.).A known composition for treating the bottom-hole zone of a carbonate formation, including in wt.%: Hydrochloric acid 10-20, non-inogenic surface-active substance (nonionic surfactant) 0.3-1.0, acetone 20-40 and the rest is water (see ed. certificate No. 1513131, MKI E21B 43/27, publ. 1989).
Данный состав не обеспечивает требуемую глубину обработки призабойной зоны скважины вследствие высокой скорости растворения породы.This composition does not provide the required depth of treatment of the bottomhole zone of the well due to the high dissolution rate of the rock.
Известен поверхностно-активный кислотный состав для обработки карбонатных коллекторов, включающий в масс.%: соляную кислоту 6,0-24,0, спиртосодержащее соединение 5,0-30,0, средство моющее техническое ТМС «ЖениЛен» 0,5-2,0, катионное ПАВ - ОксиПАВ или Дон-96 0,2-1,0, стабилизатор железа 0,5-3,0 и остальное - воду (см. Патент РФ №2494136, МКИ C09K 8/74, публ. 2013 г.).Known surface-active acid composition for processing carbonate reservoirs, including in wt.%: Hydrochloric acid 6.0-24.0, alcohol-containing compound 5.0-30.0, technical detergent TMS "Zhenilen" 0.5-2, 0, the cationic surfactant is OxyPAS or Don-96 0.2-1.0, the iron stabilizer is 0.5-3.0 and the rest is water (see RF Patent No. 2494136, MKI C09K 8/74, publ. 2013, )
Недостатком данной композиции является присутствие в составе технического моющего средства «ЖениЛен» силиката натрия. При закачке композиции в карбонатный пласт выделяются ионы Ca2+ и Mg2+, кроме того в пластовых водах эти ионы присутствуют в виде солей CaCl2 и MgCl2. Наличие данных ионов приводит к образованию нерастворимых осадков силиката кальция и магния.The disadvantage of this composition is the presence in the composition of the technical detergent "Zhenilen" sodium silicate. When the composition is injected into the carbonate formation, Ca 2+ and Mg 2+ ions are released ; moreover, these ions are present in the formation waters in the form of CaCl 2 and MgCl 2 salts. The presence of these ions leads to the formation of insoluble precipitates of calcium silicate and magnesium.
Наиболее близким по технической сущности и решаемой задаче к заявляемому составу является кислотный состав для обработки призабойной зоны, включающий в масс.%: галоидводородную кислоту 8,0-75,0, ингибитор коррозии 0,5-2,0, фосфоновую кислоту и/или неоногенное оксиэтилированное поверхностно-активное вещество 0,5-2,0, растворитель - остальное (см. Патент РФ №2100587, МКИ E21B 43/27, публ. 1997 г.).The closest in technical essence and the problem to be solved with the claimed composition is an acid composition for treating the bottom-hole zone, including in wt.%: Hydrohalic acid 8.0-75.0, corrosion inhibitor 0.5-2.0, phosphonic acid and / or neonogenic oxyethylated surfactant 0.5-2.0, solvent - the rest (see RF Patent No. 2100587, MKI E21B 43/27, publ. 1997).
Проведенные лабораторные исследования показали неселективность применения состава для нефте- и водонасыщенных пропластков продуктивного пласта.Laboratory studies have shown the non-selectivity of the use of the composition for oil and water-saturated layers of the reservoir.
Известен способ извлечения нефти путем закачки в пласт кислотной композиции, содержащей в масс.%: кислоту 97,5-99,9 и замедлитель реакции с породой пласта 0,1-2,5, и композиции, содержащей в масс.%: поверхностно-активное вещество 5,0-16,0, жидкий углеводород 84,0-95,0, при соотношении ее объема к объему кислотной композиции от 2 до 4 (см. Патент РФ №2295635, МКИ E21B 43/22, публ. 2007 г.).A known method of oil recovery by injection into the reservoir of an acid composition containing in wt.%: Acid 97.5-99.9 and a moderator of the reaction with the formation rock 0.1-2.5, and a composition containing in wt.%: Surface active substance 5.0-16.0, liquid hydrocarbon 84.0-95.0, with a ratio of its volume to the volume of the acid composition from 2 to 4 (see RF Patent No. 2295635, MKI E21B 43/22, publ. 2007 g .).
Данный способ имеет существенный недостаток. Технология предусматривает закачку двух растворов: кислотного состава и углеводородного состава.This method has a significant drawback. The technology provides for the injection of two solutions: acid composition and hydrocarbon composition.
Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий продавку легкой нефтью в зону продуктивного пласта предварительно приготовленного в дистиллированной воде с температурой 80-90°C раствора соляной кислоты 5,0-20,0%-ной концентрации с поверхностно-активным веществом - МЛ-81 Б, проведение технологической выдержки не более 2 часов и депрессионное воздействие (см. Патент РФ №2280154, МКИ E21B 43/27, публ. 2006 г.).A known method of processing the bottom-hole zone of a well, which includes selling light hydrochloric acid solution of 5.0-20.0% concentration with a surfactant ML-81 into a zone of a productive formation previously prepared in distilled water at a temperature of 80-90 ° C B, holding a technological exposure of not more than 2 hours and a depressive effect (see RF Patent No. 2280154, MKI E21B 43/27, publ. 2006).
Известный способ предполагает предварительный нагрев кислотной композиции до 80-90°C, что требует дополнительных затрат энергии и при этом не обеспечивает требуемой глубины обработки.The known method involves pre-heating the acid composition to 80-90 ° C, which requires additional energy and does not provide the required processing depth.
Известен состав для обработки призабойной зоны карбонатоного коллектора, содержащий в масс.%: соляной кислоты 7,0-19,0, растворителя 10,0-45,0, ПАВ 0,1-3,0, ортофосфорной кислоты 4,0-14,0 и остальное - воду, и способ кислотной обработки призабойной зоны карбонатного нефтяного пласта, включающий закачку в скважину вышеприведенного кислотного состава с последующей его продавкой в глубину пласта и осуществление технологической выдержки (см. Патент РФ №2293101, МКИ C09K 8/72, E21B 43/27, публ. 2007 г.).A known composition for processing the bottom-hole zone of a carbonatonic reservoir, containing in wt.%: Hydrochloric acid 7.0-19.0, solvent 10.0-45.0, surfactant 0.1-3.0, phosphoric acid 4.0-14 , 0 and the rest - water, and the method of acid treatment of the bottom-hole zone of a carbonate oil reservoir, which involves injecting the above acid composition into a well and then selling it to the depth of the reservoir and carrying out technological aging (see RF Patent No. 2293101, MKI C09K 8/72, E21B 43/27, publ. 2007).
Недостатком данного изобретения является использование ортофосфорной кислоты, которая при снижении концентрации соляной кислоты вследствие взаимодействия ее с карбонатной породой образует с породой пласта нерастворимые осадки фосфатов кальция и магния, что приводит к снижению эффективности обработки.The disadvantage of this invention is the use of phosphoric acid, which, when the concentration of hydrochloric acid is reduced due to its interaction with the carbonate rock, forms insoluble precipitates of calcium and magnesium phosphates with the rock of the formation, which leads to a decrease in processing efficiency.
Наиболее близким по технической сущности достигаемому эффекту к заявляемому способу является способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающего продавку кислотного реагента через скважину в зону продуктивного пласта в объемах, обеспечивающих превышение фильтрационных сопротивлений в удаленной от скважины зоне пласта над таковыми в ее призабойной зоне, проведение технологической выдержки и удаление отработанных продуктов путем депрессионного воздействия на скважину в зависимости от коэффициента приемистости скважины, а в качестве продавочной жидкости берут пресную воду или техническую воду или техническую воду с добавлением моющего препарата или нефть с маслорастворимым эмульгатором (см. Патент РФ №2346153, МКИ E21B 43/27, C09K 8/74, публ. 2009 г.).The closest in technical essence the achieved effect to the claimed method is a method of treating the bottom-hole zone of an oil reservoir, including the flow of acid reagent through the well into the zone of the reservoir in volumes that ensure that the filtration resistance in the zone of the reservoir remote from the well exceeds those in its bottom-hole zone, holding and removal of waste products by depressing the well depending on the injectivity of the wells As well as squeezing the liquid take fresh water or process water or process water with added detergent composition or oil with an oil soluble emulsifier (see. Russian Patent №2346153, IPC E21B 43/27, C09K 8/74, publ. 2009 YG).
Данный способ применим для обработки только терригенных коллекторов и отсутствие в составе реагента замедлителя не обеспечивает требуемой глубины обработки призабойной зоны.This method is applicable for processing only terrigenous reservoirs and the absence of a moderator in the reagent does not provide the required depth of treatment of the bottomhole zone.
Целью предлагаемого изобретения является разработка состава для кислотной обработки призабойной зоны пласта и способа кислотной обработки призабойной зоны пласта с его использованием, обладающего высокой эффективностью за счет замедления скорости реакции кислоты с породой пласта, уменьшения интенсивности кислотной коррозии, предотвращения выпадения вторичных осадков и образования эмульсии и обеспечения моющего действия состава.The aim of the invention is to develop a composition for the acid treatment of the bottom of the formation and the method of acid treatment of the bottom of the formation using it, which is highly effective by slowing down the reaction rate of the acid with the formation rock, reducing the rate of acid corrosion, preventing the formation of secondary sediments and the formation of an emulsion and providing the washing action of the composition.
Поставленная цель достигается путем создания состава для кислотной обработки призабойной зоны пласта, содержащего соляную кислоту, поверхностно-активное вещество - НПАВ, или АПАВ, или КПАВ, или их смесь, Афон 300М, растворитель и воду, при следующем соотношении компонентов, масс.%:This goal is achieved by creating a composition for the acid treatment of the bottomhole formation zone containing hydrochloric acid, a surfactant - nonionic surfactant, or anionic surfactant, or surfactant, or a mixture thereof, Athos 300M, solvent and water, in the following ratio, wt.%:
причем состав дополнительно может содержать ингибитор коррозии в количестве 0,5-2,0 масс.%, а в способе кислотной обработки призабойной зоны пласта осуществляют закачку вышеприведенного кислотного состава с последующей его продавкой и проведением технологической выдержки, причем закачку проводят в импульсном или постоянном режиме в объеме из расчета 1-3 м3 на погонный метр перфорированной мощности пласта при давлении, не превышающем допустимое на обрабатываемый пласт.moreover, the composition may additionally contain a corrosion inhibitor in an amount of 0.5-2.0 wt.%, and in the method of acid treatment of the bottomhole formation zone, the above acid composition is injected, followed by its sale and technological exposure, and the injection is carried out in a pulsed or continuous mode in the amount of 1-3 m 3 per linear meter of perforated formation thickness at a pressure not exceeding the allowable on the treated formation.
В варианте выполнения способа закачку кислотного состава в обрабатываемые пласты проводят поинтервально, что позволяет регулировать объем и режим закачки в зависимости от фильтрационных свойств пласта.In an embodiment of the method, the acid composition is injected into the treated formations at intervals, which makes it possible to control the volume and mode of injection depending on the filtration properties of the formation.
Соляную кислоту используют по ТУ 2122-131-05807960-97 с изм. 1-3, ТУ 2458-017-12966038-2002, ТУ 2458-264-05765670-99 с изм. 1, ТУ 2458-526-05763441-2010, ТУ 2122-252-05763441-99 с изм. 1-4, ГОСТ 3118-77, ГОСТ 857-95.Hydrochloric acid is used according to TU 2122-131-05807960-97 with rev. 1-3, TU 2458-017-12966038-2002, TU 2458-264-05765670-99 as amended. 1, TU 2458-526-05763441-2010, TU 2122-252-05763441-99 as amended. 1-4, GOST 3118-77, GOST 857-95.
В качестве ПАВ могут быть использованы анионоактивные ПАВ, неионногенные ПАВ, катионные ПАВ или их смесь, такие как: алкилсульфонат Волгонат по ТУ 2481-308-05763458-2001; нефтенол К (РД-1К) по ТУ 2483-065-17197708-2002; эмульсол НГЛ-205 марки А по ТУ 0253-050-70351853-2008; алкапав 16.30 по ТУ 2482-004-04706205-2005; неонол АФ9-6, АФ9-12 по ТУ 2483-077-05766801-98; оксанол КД-6, О-18, ЦС-21 по ТУ 2483-328-05763441-2000; ОП-10 по ГОСТ 8433-81; синтамид-5 по ТУ 6-02-640-91; синтанол ДС-10, ДТ-7 по ТУ 6-14-577-88. Введение в состав ПАВ способствует снижению межфазного натяжения на границе с углеводородами, предотвращает образование водонефтяных эмульсий и обеспечивает совместимость состава и пластового флюида, а также обеспечивает более легкое удаление отработанных продуктов реакции и загрязнений пласта.As surfactants can be used anionic surfactants, nonionic surfactants, cationic surfactants, or a mixture thereof, such as: Volgonate alkyl sulfonate according to TU 2481-308-05763458-2001; Neftenol K (RD-1K) according to TU 2483-065-17197708-2002; emulsol NGL-205 grade A according to TU 0253-050-7035181853-2008; alkapav 16.30 according to TU 2482-004-04706205-2005; neonol AF 9 -6, AF 9 -12 according to TU 2483-077-05766801-98; oxanol KD-6, O-18, TsS-21 according to TU 2483-328-05763441-2000; OP-10 according to GOST 8433-81; syntamide-5 according to TU 6-02-640-91; syntanol DS-10, DT-7 according to TU 6-14-577-88. Introduction to the composition of surfactants helps to reduce interfacial tension at the border with hydrocarbons, prevents the formation of water-oil emulsions and ensures compatibility of composition and reservoir fluid, as well as provides easier removal of spent reaction products and formation contamination.
Афон 300М представляет собой смесь натриевых солей фосфоновых и соляной кислот и выпускается по ТУ 2499-540-05763441-2012 с изм. 2. Введение в состав Афон 300М способствует замедлению скорости растворения карбонатной породы (таблица 1, пример 16) за счет образования пленки на поверхности раздела фаз: карбонатная порода - кислотная композиция.Athos 300M is a mixture of sodium salts of phosphonic and hydrochloric acids and is produced according to TU 2499-540-05763441-2012 with rev. 2. Introduction to Athos 300M helps to slow the dissolution rate of carbonate rock (table 1, example 16) due to the formation of a film on the interface: carbonate rock - acid composition.
В качестве ингибитора коррозии могут быть использованы:As a corrosion inhibitor can be used:
катасол 18-3 по ТУ 2482-005-49811-247-2010; метилан-2 по СПТ-500-2006; КИ-1 МР по ТУ 2482-033-42942526-2002; ПБ-5 по ТУ 6-01-28-92; ПКУ-Э по ТУ 6-02-1299-85; Синол ИКК по ТУ 2482-002-48482528-98; БА-6 по ТУ 6-02-1192-79; КИ-1 по ТУ 6-046-89-381.006-97. Ингибитор коррозии вводят в состав при использовании не ингибированной соляной кислоты.Katasol 18-3 according to TU 2482-005-49811-247-2010; methane-2 according to SPT-500-2006; KI-1 MR according to TU 2482-033-42942526-2002; PB-5 according to TU 6-01-28-92; PKU-E according to TU 6-02-1299-85; Sinol IKK according to TU 2482-002-48482528-98; BA-6 according to TU 6-02-1192-79; KI-1 according to TU 6-046-89-381.006-97. A corrosion inhibitor is formulated using non-inhibited hydrochloric acid.
В качестве растворителя используют органические растворители, такие как: изопропиловый спирт по ГОСТ 9805-84; пропиловый спирт по ТУ 2632-106-4449379-07; метиловый спирт по ГОСТ 2222-95; спирт этиловый технический по ГОСТ 17299-78. Использование одноатомных спиртов снижает межфазное натяжение на границе с углеводородами, что способствует созданию гомогенной системы при контакте и смешивании пластовых и закачиваемых реагентов и предотвращает образование эмульсий, блокирующих каналы фильтрации.Organic solvents are used as a solvent, such as: isopropyl alcohol according to GOST 9805-84; propyl alcohol according to TU 2632-106-4449379-07; methyl alcohol according to GOST 2222-95; technical ethyl alcohol in accordance with GOST 17299-78. The use of monohydric alcohols reduces interfacial tension at the border with hydrocarbons, which contributes to the creation of a homogeneous system in contact and mixing of reservoir and injected reagents and prevents the formation of emulsions that block filtration channels.
Предлагаемый состав для кислотной обработки может быть приготовлен как в условиях промышленного производства, так и непосредственно перед применением путем последовательного растворения компонентов в заявляемых количествах. Соотношение компонентов в составе определяют экспериментальным путем как наиболее оптимальное для решения поставленной задачи.The proposed composition for acid treatment can be prepared both in industrial production and immediately before use by sequential dissolution of the components in the claimed amounts. The ratio of the components in the composition is determined experimentally as the most optimal for solving the problem.
Предлагаемый состав представляет собой жидкость от бесцветного до коричневого цвета, стабилен при перевозке и хранении.The proposed composition is a liquid from colorless to brown in color, stable during transportation and storage.
Предлагаемый способ обработки заключается в закачке в скважину кислотной композиции в объеме из расчета 1-3 м3 на метр перфорированной толщины пласта при давлении, не превышающем допустимое на обрабатываемый пласт. При низкой приемистости скважины вначале проводят выдержку в режиме ванны. Закачку кислотной композиции можно производить в импульсном режиме, что позволяет увеличить глубину обработки при низкой проницаемости, или в постоянном режиме, что обеспечивает непрекращающееся движение в призабойной зоне. Для обработки зон пласта с различной проницаемостью воронку для закачки кислотной композиции устанавливают на уровне нижних дыр перфорации. После закачки кислотной композиции ее продавливают вглубь пласта технической водой или водонефтяной эмульсией или нефтью в объеме насосно-компрессорных труб и далее проводят технологическую выдержку в течение 4-6 часов в зависимости от температуры пласта. В случае высокой неоднородности фильтрационных свойств обрабатываемых зон пласта закачку кислотной композиции проводят поинтервально. Такая закачка позволяет регулировать объем и режим закачки кислотной композиции. Извлечение продуктов реакции кислотного состава с карбонатной породой проводят методом свабирования.The proposed processing method consists in injecting an acid composition into the well in a volume of 1-3 m 3 per meter of perforated formation thickness at a pressure not exceeding the permissible level for the treated formation. At low injectivity, the wells are first exposed to the bath mode. The injection of the acid composition can be performed in a pulsed mode, which allows to increase the processing depth at low permeability, or in a constant mode, which provides continuous movement in the bottomhole zone. To treat zones of the formation with different permeability, a funnel for injecting the acid composition is set at the level of the lower perforation holes. After injection of the acid composition, it is forced into the formation by industrial water or an oil-water emulsion or oil in the volume of tubing and then technological exposure is carried out for 4-6 hours depending on the temperature of the formation. In the case of high heterogeneity of the filtration properties of the treated zones of the formation, the acid composition is injected intervalwise. This injection allows you to adjust the volume and mode of injection of the acid composition. The extraction of the reaction products of the acid composition with carbonate rock is carried out by the swabbing method.
Для доказательства соответствия заявленного предложения критерию «промышленная применимость» приводим примеры приготовления состава для кислотной обработки призабойной зоны пласта и эффективности воздействия на призабойную зону с использованием известного и заявляемого составов. Результаты исследований приведены в таблице 1.To prove the conformity of the proposed proposal to the criterion of "industrial applicability", we give examples of the preparation of the composition for the acid treatment of the bottomhole formation zone and the effectiveness of the impact on the bottomhole zone using known and claimed compositions. The research results are shown in table 1.
Пример 1 (заявляемый состав).Example 1 (the claimed composition).
В 64,2 г воды добавляют при перемешивании 12,0 г Афон 300М, 0,8 г океанола КД-6, 13,0 г изопропилового спирта и 10,0 г соляной кислоты (см. таблицу 1, пример 1).In 64.2 g of water, 12.0 g of Athos 300M, 0.8 g of oceanol KD-6, 13.0 g of isopropyl alcohol and 10.0 g of hydrochloric acid are added with stirring (see table 1, example 1).
Примеры 2-6 проводят аналогично примеру 1, изменяя виды используемых компонентов и их содержание в составе.Examples 2-6 are carried out analogously to example 1, changing the types of components used and their content in the composition.
Пример 7.Example 7
К 73,1 г воды добавляют при перемешивании 0,9 г Афон 300М, смесь 1,0 г синтанола ДТ-7 и 1,0 г алкапава 16.30, 11,0 г метилового спирта, 2,0 г ингибитора коррозии - КИ-1 и 11,0 г соляной кислоты (см. таблицу 1, пример 7).To 73.1 g of water, 0.9 g of Athos 300M are added with stirring, a mixture of 1.0 g of syntanol DT-7 and 1.0 g of alkapava 16.30, 11.0 g of methyl alcohol, 2.0 g of corrosion inhibitor - KI-1 and 11.0 g of hydrochloric acid (see table 1, example 7).
Примеры 8-15 проводят аналогично примеру 7, изменяя виды используемых компонентов и из содержание в составе.Examples 8-15 are carried out analogously to example 7, changing the types of components used and from the content in the composition.
Пример 16.Example 16
К 58,9 г воды добавляют при перемешивании 2,1 г синтамид-5, 25,0 г изопропилового спирта и 1,0 г ингибитора коррозии - метилана (см. таблицу 1, пример 16).To 58.9 g of water, 2.1 g of syntamide-5, 25.0 g of isopropyl alcohol and 1.0 g of corrosion inhibitor, methane, are added with stirring (see table 1, example 16).
Пример 17 (прототип).Example 17 (prototype).
В 60,0 г соляной кислоты 25%-ной концентрации добавляют при перемешивании 2,0 г ингибитора коррозии КИ-1, затем 2,0 г нитрилотриметилфосфоновой кислоты, 1,0 г неонола АФ9-12 и 3,0 г ацетона (см. таблицу 1, пример 17).In 60.0 g of hydrochloric acid of 25% concentration, 2.0 g of KI-1 corrosion inhibitor is added with stirring, then 2.0 g of nitrilotrimethylphosphonic acid, 1.0 g of neonol AF 9-12 and 3.0 g of acetone (cm table 1, example 17).
Для изучения кинетики взаимодействия состава с карбонатом используют методику, основанную на измерении во времени объема выделившегося углекислого газа в ходе взаимодействия предлагаемого состава с карбонатом кальция (мрамором).To study the kinetics of the interaction of the composition with carbonate, a technique is used based on the measurement in time of the volume of carbon dioxide released during the interaction of the proposed composition with calcium carbonate (marble).
Установка состоит из колбы, в которой происходит реакция взаимодействия, соединенной гибким шлангом с дрекселем, помещенным в сосуд с водой. Выделяющийся углекислый газ вытесняет из сосуда воду, которая по гибкому шлангу поступает в приемную мерную емкость.The installation consists of a flask in which an interaction reaction occurs, connected by a flexible hose to a Drexel placed in a vessel with water. The emitted carbon dioxide displaces water from the vessel, which flows through a flexible hose into a receiving measuring tank.
В каждом опыте используют кубик размером 1×1×1 см, вырезанный из цельного мраморного образца, который помещают в колбу с исследуемым составом. Объем состава 50 см3, температура эксперимента 20±2°C, давление - атмосферное. За скоростью реакции взаимодействия карбоната кальция с составом следят по изменению объема выделившегося углекислого газа во времени. Коэффициент растворимости карбоната кальция рассчитывают для половинного растворения кубика, исходя из времени выделения 50% общего объема выделившегося газа:In each experiment, a 1 × 1 × 1 cm cube is used, cut from a single marble sample, which is placed in a flask with the test composition. The volume of the composition is 50 cm 3 , the experimental temperature is 20 ± 2 ° C, and the pressure is atmospheric. The reaction rate of the interaction of calcium carbonate with the composition is monitored by the change in the volume of released carbon dioxide over time. The solubility coefficient of calcium carbonate is calculated for half dissolution of the cube, based on the time of allocation of 50% of the total volume of gas released:
где γ - вес кубика, г;where γ is the weight of the cube, g;
τ50 - время выделения 50% объема углекислого газа, час;τ 50 - time for the allocation of 50% of the volume of carbon dioxide, hour;
S - площадь поверхности кубика, см2.S is the surface area of the cube, cm 2 .
С - концентрация кислоты, доля единицы.C is the concentration of acid, a fraction of a unit.
Из данных, приведенных в таблице 1, видно, что скорость растворения породы при использовании заявляемого состава ниже по сравнению с составом по прототипу. При использовании состава без компонента Афон 300М скорость растворения мрамора возрастает с 3,11-4,55 г/см2·ч до 15,7 г/см2·ч, что свидетельствует о том, что использование в составе компонента Афон 300М приводит к замедлению скорости растворения карбонатной породы при использовании заявляемого состава.From the data shown in table 1, it is seen that the dissolution rate of the rock when using the inventive composition is lower compared with the composition of the prototype. When using the composition without the Athos 300M component, the dissolution rate of marble increases from 3.11-4.55 g / cm 2 · h to 15.7 g / cm 2 · h, which indicates that the use of the Athos 300M component in the composition leads to slowing down the rate of dissolution of carbonate rock when using the inventive composition.
Для определения изменения фильтрационного сопротивления проводят модельные испытания. Берут насыпные модели длиной 3,0-3,3 см и поперечным сечением 1,54 см2, заполненные кварцевым песком с добавлением 10% карбоната кальция. Модели насыщают водой, затем проводят вытеснение ее нефтью, после чего с обратной стороны закачивают испытываемый состав, выдерживают и вытесняют нефтью. В водонасыщенных моделях после воды закачивают испытываемый состав, выдерживают и вытесняют водой. Изменение фильтрационного сопротивления определяют по формуле:To determine the change in filtration resistance, model tests are carried out. Bulk models with a length of 3.0-3.3 cm and a cross section of 1.54 cm 2 filled with quartz sand with the addition of 10% calcium carbonate are taken. The models are saturated with water, then they are displaced with oil, after which the test composition is pumped from the reverse side, aged and displaced with oil. In water-saturated models, the test composition is pumped after water, aged and displaced with water. The change in filtration resistance is determined by the formula:
K2(в,н) и K1(в,н) - проницаемость модели до и после закачки состава, мкм2. Результаты испытания составов приведены в таблице 2.K 2 (c, n) and K 1 (c, n) —permeability of the model before and after injection of the composition, μm 2 . The test results of the compositions are shown in table 2.
Из данных таблицы 2 видно, что при использовании предлагаемого состава уменьшается фильтрационное сопротивление по нефти и возрастает фильтрационное сопротивление по воде, что обеспечивает селективность воздействия на породу пласта.From the data of table 2 it is seen that when using the proposed composition decreases the filtering resistance for oil and increases the filtering resistance for water, which ensures the selectivity of the impact on the formation rock.
Приводим пример конкретного применения способа кислотной обработки призабойной зоны пласта с использованием предлагаемого состава.We give an example of a specific application of the method of acid treatment of the bottomhole formation zone using the proposed composition.
Обработка призабойной зоны добывающей скважины с целью интенсификации добычи нефти. Глубина скважины 1700 м, диаметр обсадной колонны 146 мм. Интервал продуктивного карбонатного пласта 1611-1635 м, интервалы перфорации 1611-1615 м и 1630-1635 м. Расчетный объем реагента для обработки первого пропластка 8,0 м3, второго 10,0 м3. Допустимое давление на первый пропласток 4,0 МПа, на второй - 3,0 МПа.Bottom-hole treatment of a producing well in order to intensify oil production. The depth of the well is 1700 m, the diameter of the casing string is 146 mm. The interval of the productive carbonate formation is 1611-1635 m, the perforation intervals are 1611-1615 m and 1630-1635 m.The calculated volume of the reagent for processing the first layer is 8.0 m 3 , the second 10.0 m 3 . Allowable pressure on the first layer is 4.0 MPa, on the second - 3.0 MPa.
Обработка нижнего интервала. Технологическую колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), оборудованную воронкой, спускают на глубину 1635 м и пакер на глубину 1620 м. При открытой межтрубной задвижке НКТ заполняют реагентом (4,9 м3). Закрывают межтрубную задвижку, сажают пакер и закачивают оставшийся реагент (5,1 м3). Продавку реагента проводят нефтью в объеме 5,0 м3 при давлении не более 3,0 МПа. При повышении давления закачки выше допустимого закачку временно прекращают и возобновляют после его снижения. Проводят технологическую выдержку в течение 6 часов. Освоение после обработки проводят свабированием плунжера по колонне НКТ до депрессии на забое 3,0 МПа при запакерованном межтрубном пространстве в объеме до нейтральной pH добываемой продукции.Processing the lower interval. A tubing casing equipped with a funnel is lowered to a depth of 1635 m and a packer to a depth of 1620 m. With an open annular valve, the tubing is filled with reagent (4.9 m 3 ). Close the annular valve, plant the packer and pump the remaining reagent (5.1 m 3 ). Reagent is sold with oil in a volume of 5.0 m 3 at a pressure of not more than 3.0 MPa. When the injection pressure rises above the permissible one, the injection is temporarily stopped and resumed after its decrease. Carry out technological exposure for 6 hours. Mastering after processing is carried out by swabbing the plunger along the tubing string until depression at the bottom of 3.0 MPa with a sealed annular space in the volume to a neutral pH of the produced product.
Обработка верхнего интервала. Воронку устанавливают на глубине 1615 м, пакер на глубине 1600 м. При открытой межтрубной задвижке НКТ заполняют реагентом (4,9 м3). Закрывают межтрубную задвижку, сажают пакер и закачивают оставшийся реагент (3,1 м3). Продавку реагента проводят нефтью в объеме 5,0 м3 при давлении не более 4,0 МПа. Проводят технологическую выдержку в течение 6 часов. Освоение после обработки проводят свабированием плунжера по колонне НКТ до депрессии на забое 3,0 МПа при запакерованном межтрубном пространстве в объеме до нейтральной pH добываемой продукции. Спускают насосное оборудование и пускают скважину в работу. В результате обработки дебит нефти возрос с 1,5 до 7,0 т/сут.Upper Interval Processing. The funnel is installed at a depth of 1615 m, the packer at a depth of 1600 m. With an open annular valve, the tubing is filled with reagent (4.9 m 3 ). Close the annular valve, plant the packer and pump the remaining reagent (3.1 m 3 ). The reagent is sold with oil in a volume of 5.0 m 3 at a pressure of not more than 4.0 MPa. Carry out technological exposure for 6 hours. Mastering after processing is carried out by swabbing the plunger along the tubing string until depression at the bottom of 3.0 MPa with a sealed annular space in the volume to a neutral pH of the produced product. The pumping equipment is lowered and the well is put into operation. As a result of processing, the oil production rate increased from 1.5 to 7.0 tons / day.
При использовании предлагаемого состава для кислотной обработки призабойной зоны пласта и способа кислотной обработки с его использованием по сравнению с прототипом снижается скорость реакции взаимодействия кислотного состава с породой пласта, увеличивается проникающая способность кислотного состава в низкопроницаемые нефтенасыщенные зоны и увеличивается охват пласта воздействием, что, в конечном итоге, приводит к увеличению добычи нефти.When using the proposed composition for the acid treatment of the bottom-hole formation zone and the acid treatment method using it, in comparison with the prototype, the reaction rate of the interaction of the acid composition with the formation rock is reduced, the penetration ability of the acid composition in low-permeability oil-saturated zones is increased, and the coverage of the formation by exposure increases, which ultimately ultimately, leads to an increase in oil production.
Claims (4)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2014106258/03A RU2545582C1 (en) | 2014-02-19 | 2014-02-19 | Composition and method for acid processing of bottom hole formation zone |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2014106258/03A RU2545582C1 (en) | 2014-02-19 | 2014-02-19 | Composition and method for acid processing of bottom hole formation zone |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2545582C1 true RU2545582C1 (en) | 2015-04-10 |
Family
ID=53295452
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2014106258/03A RU2545582C1 (en) | 2014-02-19 | 2014-02-19 | Composition and method for acid processing of bottom hole formation zone |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2545582C1 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2679029C1 (en) * | 2018-04-02 | 2019-02-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Composition for acid treatment of near-wellbore zone of reservoir (options) |
RU2685605C1 (en) * | 2018-04-23 | 2019-04-22 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" | Acid composition for treatment of bottomhole formation zone of heterogeneous carbonate reservoirs |
RU2818629C1 (en) * | 2023-10-05 | 2024-05-03 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина | Method for acid treatment of bottom-hole zone of production wells of carbonate reservoir of bashkirian stage with underlying water for intensification of oil production |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU94015932A (en) * | 1994-05-21 | 1996-02-27 | Западно-Сибирский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт технологии глубокого разведочного бурения | METHOD FOR TREATING A POLYMERGLAY DRILLING SOLUTION |
RU2072028C1 (en) * | 1993-11-11 | 1997-01-20 | Западно-Сибирский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт технологии глубокого разведочного бурения | Composition for insulating absorbing seams |
RU2100587C1 (en) * | 1996-01-29 | 1997-12-27 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Compound for acid treatment of bottom-hole formation zone |
RU2249101C1 (en) * | 2004-01-22 | 2005-03-27 | Румянцева Елена Александровна | Acidic surfactant compound for processing face-adjacent zone |
RU2346153C2 (en) * | 2007-01-09 | 2009-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil formation bottomhole zone treatment method |
-
2014
- 2014-02-19 RU RU2014106258/03A patent/RU2545582C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2072028C1 (en) * | 1993-11-11 | 1997-01-20 | Западно-Сибирский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт технологии глубокого разведочного бурения | Composition for insulating absorbing seams |
RU94015932A (en) * | 1994-05-21 | 1996-02-27 | Западно-Сибирский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт технологии глубокого разведочного бурения | METHOD FOR TREATING A POLYMERGLAY DRILLING SOLUTION |
RU2100587C1 (en) * | 1996-01-29 | 1997-12-27 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Compound for acid treatment of bottom-hole formation zone |
RU2249101C1 (en) * | 2004-01-22 | 2005-03-27 | Румянцева Елена Александровна | Acidic surfactant compound for processing face-adjacent zone |
RU2346153C2 (en) * | 2007-01-09 | 2009-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil formation bottomhole zone treatment method |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
ЛОГИНОВ Б. Г. и др. Руководство по кислотным обработкам скважин, Москва, "Недра", 1966, с. 41-99 * |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2679029C1 (en) * | 2018-04-02 | 2019-02-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Composition for acid treatment of near-wellbore zone of reservoir (options) |
RU2685605C1 (en) * | 2018-04-23 | 2019-04-22 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" | Acid composition for treatment of bottomhole formation zone of heterogeneous carbonate reservoirs |
RU2818629C1 (en) * | 2023-10-05 | 2024-05-03 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина | Method for acid treatment of bottom-hole zone of production wells of carbonate reservoir of bashkirian stage with underlying water for intensification of oil production |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2572401C2 (en) | Multifunctional acid composition for treatment of bottomhole formation zone and method of acid treatment for bottomhole formation zone | |
CN109996930B (en) | Method of treating a downhole formation zone | |
EA005238B1 (en) | A novel fluid system having controllable reversible viscosity | |
RU2623380C1 (en) | Method for acid treatment of bottomhole well zone | |
RU2451169C1 (en) | Method of formation face zone development | |
RU2583104C1 (en) | Method for processing bottomhole formation zone | |
RU2545582C1 (en) | Composition and method for acid processing of bottom hole formation zone | |
EA038753B1 (en) | Method of selectively treating a bottom hole region of a formation | |
RU2494245C1 (en) | Treatment method of bottom-hole formation zone | |
RU2525413C2 (en) | Method of production of oils, gas condensates and gases from deposits and provision of continuous operation of production and injection wells | |
RU2467163C1 (en) | Method of processing primarily flat horizontal well hole for removal of mud bulk from bottom-hole formation zone | |
RU2255215C1 (en) | Method for processing face-adjacent bed zone | |
RU2249101C1 (en) | Acidic surfactant compound for processing face-adjacent zone | |
RU2456444C2 (en) | Acid treatment method of bottom-hole oil formation zone | |
RU2540767C1 (en) | Method for colmatage removal from bottomhole formation zone upon first opening to restore permeability and porosity of header | |
RU2494244C1 (en) | Treatment method of bottom-hole formation zone | |
RU2625129C1 (en) | Acid emulsion for oil reservoir bottomhole zone processing | |
RU2247833C1 (en) | Method for acidic treatment of productive bed | |
RU2283952C2 (en) | Method for mudding formation removing from bottomhole zone of terrigenous formation | |
RU2778920C1 (en) | Method for increasing oil recovery of reservoirs by exposure to an alkaline solution of a surfactant | |
RU2728401C1 (en) | Acid treatment method of productive formation | |
RU2704167C1 (en) | Hydrochloric acid composition for treatment and clay cake removal of bottomhole formation zone | |
RU2818629C1 (en) | Method for acid treatment of bottom-hole zone of production wells of carbonate reservoir of bashkirian stage with underlying water for intensification of oil production | |
RU2120030C1 (en) | Method of action on face zone of oil pool or on oil pool | |
RU2259470C2 (en) | Composition for prevention of salt formation during oil production |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200220 |