RU2693056C1 - Method for reagent processing of well - Google Patents
Method for reagent processing of well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2693056C1 RU2693056C1 RU2018118039A RU2018118039A RU2693056C1 RU 2693056 C1 RU2693056 C1 RU 2693056C1 RU 2018118039 A RU2018118039 A RU 2018118039A RU 2018118039 A RU2018118039 A RU 2018118039A RU 2693056 C1 RU2693056 C1 RU 2693056C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- solution
- alkaline
- water
- formation
- technological
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 106
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 title claims abstract description 67
- 238000012545 processing Methods 0.000 title description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 343
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 114
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 112
- 230000009471 action Effects 0.000 claims abstract description 89
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 81
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 claims abstract description 78
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 68
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 48
- 239000007853 buffer solution Substances 0.000 claims abstract description 25
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Chemical compound [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 20
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 19
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 19
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 19
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 18
- 239000011591 potassium Substances 0.000 claims abstract description 18
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 16
- 238000011161 development Methods 0.000 claims abstract description 13
- UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M Sodium bicarbonate Chemical compound [Na+].OC([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 12
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 11
- WBHQBSYUUJJSRZ-UHFFFAOYSA-M sodium bisulfate Chemical compound [Na+].OS([O-])(=O)=O WBHQBSYUUJJSRZ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 11
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 10
- 229910000027 potassium carbonate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 10
- 229910000342 sodium bisulfate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 10
- 239000003574 free electron Substances 0.000 claims abstract description 8
- 229910000030 sodium bicarbonate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 6
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 5
- 235000017557 sodium bicarbonate Nutrition 0.000 claims abstract description 5
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 48
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 19
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims description 10
- ISNOGGYFSHCRRL-UHFFFAOYSA-N bromic acid;potassium Chemical compound [K].OBr(=O)=O ISNOGGYFSHCRRL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 235000011181 potassium carbonates Nutrition 0.000 claims description 8
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 claims description 8
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 claims description 6
- ATRRKUHOCOJYRX-UHFFFAOYSA-N Ammonium bicarbonate Chemical compound [NH4+].OC([O-])=O ATRRKUHOCOJYRX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910000013 Ammonium bicarbonate Inorganic materials 0.000 claims description 4
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonium chloride Substances [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 235000012538 ammonium bicarbonate Nutrition 0.000 claims description 4
- 239000001099 ammonium carbonate Substances 0.000 claims description 4
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 claims description 4
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 claims description 4
- MOTZDAYCYVMXPC-UHFFFAOYSA-N dodecyl hydrogen sulfate Chemical compound CCCCCCCCCCCCOS(O)(=O)=O MOTZDAYCYVMXPC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N ammonium persulfate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000012935 ammoniumperoxodisulfate Substances 0.000 claims description 3
- 235000015497 potassium bicarbonate Nutrition 0.000 claims description 3
- 229910000028 potassium bicarbonate Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000011736 potassium bicarbonate Substances 0.000 claims description 3
- KMUONIBRACKNSN-UHFFFAOYSA-N potassium dichromate Chemical compound [K+].[K+].[O-][Cr](=O)(=O)O[Cr]([O-])(=O)=O KMUONIBRACKNSN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- TYJJADVDDVDEDZ-UHFFFAOYSA-M potassium hydrogencarbonate Chemical compound [K+].OC([O-])=O TYJJADVDDVDEDZ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- USHAGKDGDHPEEY-UHFFFAOYSA-L potassium persulfate Chemical compound [K+].[K+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O USHAGKDGDHPEEY-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 109
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 abstract description 46
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 24
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 abstract description 6
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 239000003513 alkali Substances 0.000 abstract description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 abstract description 2
- 230000033116 oxidation-reduction process Effects 0.000 abstract 2
- XWNSFEAWWGGSKJ-UHFFFAOYSA-N 4-acetyl-4-methylheptanedinitrile Chemical compound N#CCCC(C)(C(=O)C)CCC#N XWNSFEAWWGGSKJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 239000004153 Potassium bromate Substances 0.000 abstract 1
- 238000005868 electrolysis reaction Methods 0.000 abstract 1
- 229940094037 potassium bromate Drugs 0.000 abstract 1
- 235000019396 potassium bromate Nutrition 0.000 abstract 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 78
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 42
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 30
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 25
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 24
- 239000012670 alkaline solution Substances 0.000 description 20
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 14
- 230000008859 change Effects 0.000 description 13
- 239000003929 acidic solution Substances 0.000 description 10
- GDKSTFXHMBGCPG-UHFFFAOYSA-N 4,4-dimethyl-1,3-dioxane Chemical compound CC1(C)CCOCO1 GDKSTFXHMBGCPG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 8
- GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N dialuminum;dioxosilane;oxygen(2-);hydrate Chemical compound O.[O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3].O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- POULHZVOKOAJMA-UHFFFAOYSA-N dodecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCC(O)=O POULHZVOKOAJMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 8
- 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 8
- 229910052901 montmorillonite Inorganic materials 0.000 description 7
- 229940057950 sodium laureth sulfate Drugs 0.000 description 7
- 229940079862 sodium lauryl sarcosinate Drugs 0.000 description 7
- SXHLENDCVBIJFO-UHFFFAOYSA-M sodium;2-[2-(2-dodecoxyethoxy)ethoxy]ethyl sulfate Chemical compound [Na+].CCCCCCCCCCCCOCCOCCOCCOS([O-])(=O)=O SXHLENDCVBIJFO-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 7
- ADWNFGORSPBALY-UHFFFAOYSA-M sodium;2-[dodecyl(methyl)amino]acetate Chemical compound [Na+].CCCCCCCCCCCCN(C)CC([O-])=O ADWNFGORSPBALY-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 7
- RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N sulfenic acid Chemical compound SO RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- JGDITNMASUZKPW-UHFFFAOYSA-K aluminium trichloride hexahydrate Chemical compound O.O.O.O.O.O.Cl[Al](Cl)Cl JGDITNMASUZKPW-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 6
- 229940009861 aluminum chloride hexahydrate Drugs 0.000 description 6
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 6
- 229910052622 kaolinite Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 6
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 5
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 5
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 5
- 125000000896 monocarboxylic acid group Chemical group 0.000 description 5
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 5
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical class F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000005639 Lauric acid Substances 0.000 description 4
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 4
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 239000002075 main ingredient Substances 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 239000012429 reaction media Substances 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 3
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 3
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 3
- 229940075614 colloidal silicon dioxide Drugs 0.000 description 3
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 3
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 3
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 3
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 3
- HVLUSYMLLVVXGI-USGGBSEESA-M trimethyl-[(z)-octadec-9-enyl]azanium;chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC[N+](C)(C)C HVLUSYMLLVVXGI-USGGBSEESA-M 0.000 description 3
- DDFHBQSCUXNBSA-UHFFFAOYSA-N 5-(5-carboxythiophen-2-yl)thiophene-2-carboxylic acid Chemical compound S1C(C(=O)O)=CC=C1C1=CC=C(C(O)=O)S1 DDFHBQSCUXNBSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000005995 Aluminium silicate Substances 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 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 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 235000012211 aluminium silicate Nutrition 0.000 description 2
- VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K aluminium trichloride Chemical compound Cl[Al](Cl)Cl VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 2
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- UMGXUWVIJIQANV-UHFFFAOYSA-M didecyl(dimethyl)azanium;bromide Chemical compound [Br-].CCCCCCCCCC[N+](C)(C)CCCCCCCCCC UMGXUWVIJIQANV-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- REZZEXDLIUJMMS-UHFFFAOYSA-M dimethyldioctadecylammonium chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)CCCCCCCCCCCCCCCCCC REZZEXDLIUJMMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 2
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 2
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 2
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000005373 porous glass Substances 0.000 description 2
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- JXAZAUKOWVKTLO-UHFFFAOYSA-L sodium pyrosulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S(=O)(=O)OS([O-])(=O)=O JXAZAUKOWVKTLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- RNHDAKUGFHSZEV-UHFFFAOYSA-N 1,4-dioxane;hydrate Chemical compound O.C1COCCO1 RNHDAKUGFHSZEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N Fe2+ Chemical class [Fe+2] CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XGEGHDBEHXKFPX-UHFFFAOYSA-N N-methylthiourea Natural products CNC(N)=O XGEGHDBEHXKFPX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LZJOBYGVGAAXFX-UHFFFAOYSA-N O.O.O.O.O.O.[AlH3] Chemical compound O.O.O.O.O.O.[AlH3] LZJOBYGVGAAXFX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 1
- 238000004220 aggregation Methods 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229940063656 aluminum chloride Drugs 0.000 description 1
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 description 1
- 239000002585 base Substances 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 125000005131 dialkylammonium group Chemical group 0.000 description 1
- 125000000118 dimethyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 239000003651 drinking water Substances 0.000 description 1
- 235000020188 drinking water Nutrition 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 238000005342 ion exchange Methods 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- ORUIBWPALBXDOA-UHFFFAOYSA-L magnesium fluoride Chemical class [F-].[F-].[Mg+2] ORUIBWPALBXDOA-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- XGEGHDBEHXKFPX-NJFSPNSNSA-N methylurea Chemical compound [14CH3]NC(N)=O XGEGHDBEHXKFPX-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 229910001414 potassium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/40—Spacer compositions, e.g. compositions used to separate well-drilling from cementing masses
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/592—Compositions used in combination with generated heat, e.g. by steam injection
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
- C09K8/74—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/28—Dissolving minerals other than hydrocarbons, e.g. by an alkaline or acid leaching agent
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
Abstract
Description
Область техники, к которой относится изобретение.The technical field to which the invention relates.
Изобретение относится к топливной и горной промышленности, а именно к реагентной обработке нагнетательных и добывающих нефтяных и газовых скважин, а также артезианских скважин и может быть использовано для удаления глинистых кольматирующих образований из прискважинной зоны пласта и увеличения дебета скважин.The invention relates to the fuel and mining industry, in particular to the reagent treatment of injection and production oil and gas wells, as well as artesian wells, and can be used to remove clay clogging formations from the near-wellbore zone of the reservoir and increase debit wells.
Уровень техники.The level of technology.
На современном этапе большинство нефтяных и газовых месторождений России вступило в стадию разработки характеризующуюся снижением дебита нефти и газа, вследствие чего на многих месторождениях подавляющее большинство скважин переведено на механизированную и периодическую эксплуатацию (Веселков С.Н. Проблемы интенсификации добычи нефти и газа, опубликованная 23.09.2017, http://veselkov.me/in/neftedobyicha/problemyi-intensifikaczii-dobyichi-nefti-i-gaza.html). В этих условиях более чем когда-либо актуализируется задача повышения эффективности использования действующих месторождений за счет обеспечения потенциальных возможностей каждой скважины вне зависимости от срока эксплуатации.At the present stage, the majority of oil and gas fields in Russia have entered the development stage characterized by a decrease in oil and gas flow rates, as a result of which in many fields the overwhelming majority of wells have been switched to mechanized and periodic operation (SN Veselkov, problems of intensifying oil and gas production, published 23.09. 2017, http://veselkov.me/in/neftedobyicha/problemyi-intensifikaczii-dobyichi-nefti-i-gaza.html). Under these conditions, more than ever, the task of increasing the efficiency of using existing fields is being updated by ensuring the potential of each well, regardless of the service life.
Значительные резервы повышения эффективности использования действующих месторождений, увеличения отбора углеводородов связаны с возможностью удаления глинистых кольматирующих образований из прискважинной зоны. Основной причиной кольматации порового пространства продуктивного пласта является поглощение им в процессе бурения промывочной жидкости, содержащей коллоидно-дисперсные частицы в основном из глинистых пластов и их пропластков выше продуктивного пласта.Significant reserves of increasing the efficiency of using existing fields and increasing the selection of hydrocarbons are associated with the possibility of removing clayey clogging formations from the near-well zone. The main reason for the clogging of the pore space of the reservoir is its absorption in the process of drilling a flushing fluid containing colloid-dispersed particles mainly from shale layers and their seams above the reservoir.
На основании современных представлений о природе структурных связей в глинистых кольматирующих образований и выявленных факторов, обеспечивающих разрушение глинистых агрегатов, автором разработан способ реагентной обработки скважины технологическими растворами с полярными значениями водородного показателя рН.On the basis of modern ideas about the nature of structural bonds in clay clogging formations and the identified factors that ensure the destruction of clay aggregates, the author has developed a method for reagent well treatment with technological solutions with polar values of pH.
Заявленный в настоящем изобретении способ реагентной обработки скважины, в отличие от кислотной обработки, для приготовления технологических растворов, использует неагрессивные порошкообразные реагенты и предназначен для удаления из прискважинной зоны различных осадков: глинистых и полимерглинистых образований, карбонатных осадков, железистых соединений и осадков органического происхождения.The method of reagent well treatment declared in the present invention, in contrast to acid treatment, for the preparation of technological solutions, uses non-aggressive powdered reagents and is designed to remove various sediments from the wellbore zone: clay and polymer clay formations, carbonate sediments, ferrous compounds and organic sediments.
В результате реагентной обработки по предлагаемому способу в скважине происходит как растворение, так и разрушение кольматирующих образований и перевод их из агрегатного состояния в тонкую пелитовую фазу, легко удаляемую из скважины при освоении. При взаимодействии порошкообразных реагентов с кольматирующими образованиями не происходит вторичного выпадения твердой фазы и образования коллоидальных систем.As a result of the reagent treatment of the proposed method, both the dissolution and destruction of clogging formations and their transfer from the state of aggregation to a thin pelit phase, easily removed from the well during development, occur in the well. When powdered reagents interact with clogging formations, secondary precipitation of the solid phase and formation of colloidal systems do not occur.
Аналогом изобретения является способ удаления кольматирующих образований из углеводородсодержащих пластов (Патент РФ 2272903, опубликованный 27.03.2006). В аналоге описан способ реагентной обработки скважины, который включает закачку в пласт технологического раствора, содержащего соль сильной кислоты, поверхностно-активное вещество (ПАВ) и воду, выдержку его в пласте на реакцию с последующим удалением из пласта, при этом, технологический раствор содержит в качестве соли сильной кислоты кислый фторид аммония и дополнительно гидроксид калия при следующем соотношении компонентов, мас. %:An analogue of the invention is a method of removing clogging formations from hydrocarbon containing formations (Patent of the Russian Federation 2272903, published 27.03.2006). The analogue describes a method of reagent treatment of a well, which involves the injection into the formation of a technological solution containing a strong acid salt, a surfactant and water, holding it in the formation for a reaction, followed by removal from the formation, while the technological solution contains as a salt of a strong acid acidic ammonium fluoride and additionally potassium hydroxide in the following ratio, wt. %:
кислый фторид аммония - 10-20;ammonium fluoride - 10-20;
гидроксид калия - 6-8;potassium hydroxide - 6-8;
ПАВ - 0,2-1,5;Surfactant - 0.2-1.5;
вода - остальное,water - the rest
а выдержку технологического раствора в пласте осуществляют в течение 6-20 ч.and the exposure of the technological solution in the reservoir is carried out for 6-20 hours
Признаки аналога, совпадающие с признаками изобретения: «… закачку в пласт технологического раствора, выдержку его во времени в пласте с последующим удалением из пласта… ПАВ, вода».Signs of analogue, coinciding with the features of the invention: "... injection of technological solution into the reservoir, its exposure in time in the reservoir with subsequent removal from the reservoir ... surfactant, water."
Недостатком аналога является низкая эффективность удаления кольматирующих образований при реагентной обработке скважины.The disadvantage of analog is the low efficiency of removal of clogging formations in the reagent treatment of the well.
Также аналогом изобретения является способ многостадийной обработки призабойной зоны нагнетательной скважины в терригенных и карбонатных пластах (Патент РФ 2642738, опубликованный 25.01.2018). Аналог включает следующие последовательные стадии обработки призабойной зоны нагнетательной скважины: солянокислотную обработку кислотной композицией объемом 0,5-1 м3/м с последующей продавкой водным раствором наночастиц коллоидной двуокиси кремния или водным раствором поверхностно-активного вещества объемом 2-3 м3/м; глинокислотную обработку глинокислотной композицией на основе соляной и плавиковой кислот объемом 0,5-0,8 м3/м с последующей продавкой водным раствором наночастиц коллоидной двуокиси кремния или водным раствором ПАВ объемом 2-3 м3/м; обработку углеводородным растворителем объемом 0,5 м3/м и глинокислотной композицией на основе соляной и плавиковой кислот объемом 0,5 м3/м с последующей продавкой водным раствором наночастиц коллоидной двуокиси кремния или водным раствором ПАВ объемом 2-3 м3/м. В аналоге использована кислотная композиция следующего состава, % об.:Also, an analogue of the invention is a method of multistage treatment of the bottomhole zone of an injection well in terrigenous and carbonate formations (Patent of the Russian Federation 2642738, published 01/25/2018). The analogue includes the following successive stages of processing the bottomhole zone of the injection well: hydrochloric acid treatment with an acid composition with a volume of 0.5-1 m 3 / m followed by an aqueous solution of colloidal silicon dioxide nanoparticles or an aqueous solution of a surfactant with a volume of 2-3 m 3 / m; clay-acid treatment with a clay-acid composition based on hydrochloric and hydrofluoric acids with a volume of 0.5-0.8 m 3 / m, followed by a push of an aqueous solution of colloidal silicon dioxide nanoparticles or an aqueous surfactant solution of 2-3 m 3 / m; treatment with a hydrocarbon solvent with a volume of 0.5 m 3 / m and a clay-acid composition based on hydrochloric and hydrofluoric acids with a volume of 0.5 m 3 / m, followed by pushing with an aqueous solution of colloidal silicon dioxide nanoparticles or an aqueous solution of surfactant with a volume of 2-3 m 3 / m In the analogue used acid composition of the following composition,% vol .:
30-%-ная соляная кислота - 50-63;30% - Naya hydrochloric acid - 50-63;
диэтиленгликоль - 6-16;diethylene glycol - 6-16;
уксусная кислота - 1-3;Acetic acid - 1-3;
гидрофобизатор на основе амидов - 1-3;amide based hydrophobic agent - 1-3;
ингибитор коррозии - 1,5-2;corrosion inhibitor - 1.5-2;
техническая вода - остальное.technical water - the rest.
В качестве глинокислотной композиции используют композицию следующего состава, % об.:As clay acid composition using the composition of the following composition,% vol .:
30-процентная соляная кислота - 48-60;30% hydrochloric acid - 48-60;
плавиковая кислота - 1-4;hydrofluoric acid - 1-4;
диэтиленгликоль- 6-16;diethylene glycol, 6-16;
уксусная кислота - 1-3;Acetic acid - 1-3;
гидрофобизатор на основе амидов - 1-3;amide based hydrophobic agent - 1-3;
ингибитор коррозии - 1,5-2;corrosion inhibitor - 1.5-2;
техническая вода - остальное.technical water - the rest.
Признаки аналога, совпадающие с признаками изобретения: «… кислотная, ПАВ, вода».Signs of analogue, coinciding with the features of the invention: "... acidic, surfactant, water."
Недостатком аналога является низкая эффективность удаления кольматирующих образований при реагентной обработке скважины.The disadvantage of analog is the low efficiency of removal of clogging formations in the reagent treatment of the well.
Известен способ химической обработки водяного колодца, опубликованный 10.10.1997 в патенте РФ 2092683. В способе используют реагент, в состав которого входит, мас. %:A known method of chemical treatment of a water well, published 10.10.1997 in the patent of the Russian Federation 2092683. In the method using a reagent, which includes, by weight. %:
пиросульфат натрия Na2S2O7 - 22-25;sodium pyrosulphate Na 2 S 2 O 7 - 22-25;
кислый тарат натрия Na2C4H4O6 (ПАВ) - 1-8;acidic sodium Na 2 C 4 H 4 O 6 (surfactant) - 1-8;
метилмочевина C2H6N2O - 0.01-0.1;methyl urea C 2 H 6 N 2 O - 0.01-0.1;
вода - остальное.water - the rest.
Признаки, указанного способа, совпадающие с признаками изобретения: «… реагент, ПАВ, вода».Signs of this method, coinciding with the features of the invention: "... reagent, surfactant, water."
Недостатком способа является низкая эффективность удаления кольматирующих образований при реагентной обработке скважины.The disadvantage of this method is the low efficiency of removal of clogging formations in the reagent treatment of the well.
Известен способ удаления кольматирующих образований из углеводородсодержащих пластов, описанный в патенте РФ 2360941, опубликованном 2009.07.09. Способ реализуется посредством применения состава для разрушения органофильных глинистых образований в призабойной зоне пласта. Состав содержит следующие реагенты: метанол, уксусную кислоту, воду и 4,4-диметил-1,3-диоксан при следующем соотношении ингредиентов, мас. %:A known method of removing clogging formations from hydrocarbon containing formations, described in the patent of the Russian Federation 2360941, published 2009.07.09. The method is implemented through the use of the composition for the destruction of organophilic clay formations in the bottomhole formation zone. The composition contains the following reagents: methanol, acetic acid, water and 4,4-dimethyl-1,3-dioxane in the following ratio of ingredients, wt. %:
4,4-диметил-1,3-диоксан - 4-6;4,4-dimethyl-1,3-dioxane - 4-6;
уксусная кислота СН3СООН - 8-10;acetic acid CH 3 COOH - 8-10;
метанол СН3ОН - 4-10;methanol CH 3 OH - 4-10;
вода - остальное.water - the rest.
Признаки этого способа, совпадающие с признаками изобретения: «… реагенты, кислота, вода …».Signs of this method, coinciding with the features of the invention: "... reagents, acid, water ...".
Недостатком способа является низкая эффективность удаления кольматирующих образований при реагентной обработке скважины.The disadvantage of this method is the low efficiency of removal of clogging formations in the reagent treatment of the well.
В Авторском свидетельстве СССР №911939, опубликованном 10.04.2000, описан раствор для обработки призабойной зоны пласта. Раствор содержит кремнефтористоводородную кислоту, воду и с целью повышения эффективности обработки карбонатных и терригенно-карбонатных пород путем предотвращения выпадения в осадок фторидов кальция и магния, в раствор вводят шестиводный кристаллогидрат хлористого алюминия при следующем соотношении компонентов, мас. %:The USSR Author's Certificate No. 911939, published 04/10/2000, describes a solution for processing the bottomhole formation zone. The solution contains fluorosilicic acid, water and in order to improve the processing efficiency of carbonate and terrigenous-carbonate rocks by preventing the precipitation of calcium and magnesium fluorides in the solution is injected with hexahydrate aluminum hydride in the following ratio of components, wt. %:
кремнефтористоводородная кислота - 5-45:Fluorosilicic acid - 5-45:
шестиводный кристаллогидрат хлористого алюминия - 0,04-0,35;aluminum chloride hexahydrate - 0.04-0.35;
вода - Остальное.water - the rest.
Признаки раствора, совпадающие с признаками изобретения: «… раствор, кислота, вода».Signs of the solution, coinciding with the features of the invention: "... solution, acid, water."
Недостатком, применяемого раствора, является низкая эффективность удаления кольматирующих образований при реагентной обработке скважины.The disadvantage of the applied solution is the low efficiency of removing clogging formations during the reagent treatment of the well.
Прототипом изобретения является способ реагентной обработки скважины (Патент РФ 2042803, опубликованный 27.08.1995). Способ реагентной обработки скважины включает последовательную закачку в пласт технологических растворов с противоположными значениями среды по водородному показателю рН, выдержку технологических растворов во времени в пласте и удаление продуктов реакции из пласта.The prototype of the invention is a method of reagent well treatment (Patent RF 2042803, published 08.27.1995). The method of reagent treatment of the well includes the sequential injection into the reservoir of technological solutions with opposite values of the medium in terms of pH pH, keeping technological solutions in time in the reservoir and removing the reaction products from the reservoir.
Для приготовления растворов с щелочной реакцией использовали аммоний бикарбонат 8%-ной концентрации, калий бикарбонат 7%-ной концентрации, а для приготовления растворов с кислой реакцией использовали натрий бисульфат 10%-ной концентрации и натрий пиросульфат 10%-ной концентрации.For the preparation of solutions with an alkaline reaction, ammonium bicarbonate of 8% concentration, potassium bicarbonate of 7% concentration were used, and sodium bisulfate of 10% concentration and sodium pyrosulfate of 10% concentration were used to prepare solutions with acidic reaction.
В способе-прототипе предусмотрено два альтернативных варианта закачки в пласт технологических растворов кислотного и щелочного действия (растворов кислотной и щелочной реакции).In the prototype method, there are two alternative options for the injection into the reservoir of technological solutions of acid and alkaline actions (solutions of acid and alkaline reactions).
В первом варианте: в пласт подают растворы реагентов в следующей последовательности: первоначально в пласт подают раствор реагентов со щелочной (рН>8) реакцией среды, после чего скважину оставляют на реакцию в течение не менее 4 ч (предпочтительно на 4-8 ч), затем в пласт подают раствор с реакцией среды, близкой к нейтральной (рН=7), после чего скважину выдерживают в течение не менее 2 ч (предпочтительно на 2-4 ч), затем в пласт подают раствор реагентов с кислотной (рН=1) реакцией среды, после чего скважину оставляют на реакцию в течение не менее 4 ч (предпочтительно на 4-8 ч).In the first embodiment: reagent solutions are fed into the reservoir in the following sequence: initially, the reagent solution with an alkaline (pH> 8) medium reaction is supplied to the reservoir, after which the well is left to react for at least 4 hours (preferably 4-8 hours), then a solution with a reaction medium close to neutral (pH = 7) is fed into the formation, after which the well is held for at least 2 hours (preferably 2-4 hours), then a solution of reagents with acidic (pH = 1) is fed into the formation reaction medium, after which the well is left to react for at least 4 hours ( dpochtitelno 4-8 hours).
Во втором варианте: в пласт подают растворы реагентов в следующей последовательности: первоначально в пласт подают раствор реагентов с кислотной (рН=1) реакцией среды, после чего скважину оставляют на реакцию в течение не менее 4 ч (предпочтительно на 4-8 ч), затем в пласт подают раствор с реакцией среды, близкой к нейтральной (рН=7), после чего скважину выдерживают в течение не менее 2 ч (предпочтительно на 2-4 ч), затем в пласт подают раствор реагентов с щелочной (рН>8) реакцией среды, после чего скважину оставляют на реакцию в течение не менее 4 ч (предпочтительно на 4-8 ч).In the second variant: reagent solutions are fed into the reservoir in the following sequence: initially, the reagent solution with an acid (pH = 1) medium reaction is fed into the reservoir, after which the well is left for reaction for at least 4 hours (preferably 4-8 hours), then a solution with a reaction medium close to neutral (pH = 7) is fed into the formation, after which the well is held for at least 2 hours (preferably 2-4 hours), then a solution of reagents with alkaline (pH> 8) is fed into the formation reaction medium, after which the well is left to react for at least 4 hours ( dpochtitelno 4-8 hours).
Признаки прототипа, совпадающие с признаками изобретения: «Способ реагентной обработки скважины, включающий последовательную закачку в пласт технологических растворов с противоположными значениями среды по водородному показателю рН, выдержку технологических растворов во времени в пласте и удаление продуктов реакции из пласта».The signs of the prototype, coinciding with the features of the invention: "Method of reagent well treatment, including sequential injection into the reservoir of technological solutions with opposite values of the medium in terms of pH value, exposure of technological solutions in time in the reservoir and removal of reaction products from the reservoir."
Недостатком прототипа является низкая эффективность удаления кольматирующих образований при реагентной обработке скважины.The disadvantage of the prototype is the low efficiency of removal of clogging formations in the reagent treatment of the well.
Раскрытие сущности изобретения.Disclosure of the invention.
Целью изобретения является повышение эффективности удаления кольматирующих образований при реагентной обработке скважины и освоения скважины в целом.The aim of the invention is to increase the efficiency of removal of clogging formations in the reagent treatment of the well and development of the well as a whole.
Цель изобретения достигается тем, что способ реагентной обработки скважины включает последовательную закачку в пласт технологических растворов с противоположными значениями среды по водородному показателю рН, выдержку технологических растворов во времени в пласте и удаление продуктов реакции из пласта, и от прототипа отличается тем, чтоThe purpose of the invention is achieved by the fact that the method of reagent treatment of a well includes the sequential injection into the reservoir of technological solutions with opposite values of the medium in terms of pH, the holding of technological solutions in time in the reservoir and the removal of reaction products from the reservoir, and from the prototype
перед закачкой в пласт технологических растворов, осуществляют глушение ствола скважины калийсодержащей жидкостью, при этом, объем калийсодержащей жидкости составляет 2 м3 на 1 погонный метр перфорированной толщины пласта;before injection of process solutions into the reservoir, the wellbore is plugged with a potassium-containing fluid, while the volume of the potassium-containing fluid is 2 m 3 per 1 linear meter of the perforated formation thickness;
затем в пласт закачивают технологический раствор кислотного действия с рН=0.98-1.5, выдерживают указанный раствор в пласте в течение 1.5 часа, при этом, объем технологического раствора кислотного действия составляет 1 м3 на 1 погонный метр перфорированной толщины пласта;then an acidic process solution is pumped into the formation with pH = 0.98-1.5, this solution is kept in the reservoir for 1.5 hours, while the volume of the acidic process solution is 1 m 3 per 1 meter of perforated thickness of the layer;
затем в пласт закачивают буферный раствор, при этом, объем буферного раствора составляет 2 м3 на 1 погонный метр перфорированной толщины пласта;then a buffer solution is pumped into the formation, while the volume of the buffer solution is 2 m 3 per 1 linear meter of the perforated thickness of the formation;
сразу же после закачки в пласт буферного раствора, в пласт закачивают технологический раствор щелочного действия с рН=8.85-9.5, выдерживают указанный раствор в пласте в течение 1.5 часа, при этом объем технологического раствора щелочного действия составляет 1 м3 на 1 погонный метр перфорированной толщины пласта;immediately after injection of a buffer solution into the reservoir, an alkaline technological solution with pH = 8.85-9.5 is pumped into the reservoir, this solution is maintained in the reservoir for 1.5 hours, while the volume of the alkaline technological solution is 1 m 3 per 1 meter of perforated thickness reservoir;
после чего осуществляют освоение скважины газообразным азотом;then carry out the development of the well with gaseous nitrogen;
при этом, указанная выше, калий содержащая жидкость для глушения скважины содержит, мас. %:in this case, the above, potassium-containing fluid for killing the well contains, by weight. %:
калия карбонат K2CO3 - 5%;potassium carbonate K 2 CO 3 - 5%;
вода - остальное;water - the rest;
указанный выше, технологический раствор кислотного действия содержит, мас. %:The above, the technological solution of the acid action contains, by weight. %:
бисульфат натрия NaHSO4 - 3.0-8.0;sodium bisulfate NaHSO 4 - 3.0-8.0;
бромноватокислый калий KBrO3 - 2.5-6.5;potassium bromic acid KBrO 3 - 2.5-6.5;
анионактивное поверхностно активное вещество - 0.3;anionic surfactant - 0.3;
вода для технологического раствора кислотного действия - остальное,water for the acidic process solution - the rest,
и воду для технологического раствора кислотного действия перед приготовлением технологического раствора кислотного действия насыщают протонами в анодной зоне электролизера до окислительно-восстановительного потенциала, равного +650 мВ (плюс 650 милливольт);and water for the acidic process solution, before preparing the acidic process solution, is saturated with protons in the anodic zone of the electrolyzer to a redox potential of +650 mV (plus 650 millivolts);
указанный выше, буферный раствор содержит, мас. %:The above buffer solution contains, by weight. %:
неионогенное поверхностно активное вещество - 0.1;non-ionic surfactant - 0.1;
вода - остальное;water - the rest;
указанный выше, технологический раствор щелочного действия содержит, мас. %:The above, technological solution of alkaline action contains, by weight. %:
бикарбонат натрия NaHCO3 - 2.0-5.0;sodium bicarbonate NaHCO 3 - 2.0-5.0;
гидроксид натрия NaOH - 2.0-4.0;sodium hydroxide NaOH - 2.0-4.0;
катионактивное поверхностно активное вещество - 0.3%;cationic surfactant - 0.3%;
вода для технологического раствора щелочного действия - остальное,water for alkaline process solution - the rest,
и воду для технологического раствора щелочного действия перед приготовлением технологического раствора щелочного действия насыщают свободными электронами в катодной зоне электролизера до окислительно-восстановительного потенциала, равного -550 мВ (минус 550 милливольт);and water for the alkaline technological solution, before preparing the alkaline technological solution, is saturated with free electrons in the cathode zone of the electrolyzer to a redox potential of -550 mV (minus 550 millivolts);
при этом, в качестве анионактивного поверхностно активного вещества используют натриевую соль лаурилсерной кислоты C12H25SO4Na, в качестве катионактивного поверхностно активного вещества используют диметилдиалкиламмоний хлорид [(CH3)2-N-(R)2]+ Cl- где R=C18-C22, а в качестве неионогенного поверхностно активного вещества используют ОП-4.in this case, the sodium salt of lauryl sulfuric acid, C 12 H 25 SO 4 Na, is used as the anionic surfactant; dimethyldialkylammonium chloride [(CH 3 ) 2 -N- (R) 2 ] + Cl is used as the cationic surfactant ; where R = C18-C22, and OP-4 is used as a non-ionic surfactant.
Ингредиенты технологических растворов NaHSO4, KBrO3, NaHCO3, NaOH являются основными ингредиентами.Ingredients of technological solutions NaHSO 4 , KBrO 3 , NaHCO 3 , NaOH are the main ingredients.
В частном случае реализации изобретения технологический раствор кислотного действия дополнительно содержит бихромат калия K2Cr2O7 в концентрации 0.1-3.0 мас. %.In the particular case of the implementation of the invention, the technological solution of acidic action additionally contains potassium bichromate K 2 Cr 2 O 7 in a concentration of 0.1–3.0 wt. %
В частном случае реализации изобретения технологический раствор кислотного действия дополнительно содержит пероксодисульфат калия K2S2O8 в концентрации 0.3-4.5 мас. %.In the particular case of the implementation of the invention, the acidic technological solution additionally contains potassium peroxodisulfate K 2 S 2 O 8 in a concentration of 0.3–4.5 wt. %
В частном случае реализации изобретения технологический раствор кислотного действия дополнительно содержит пероксодисульфат аммония (NH4)2S2O8 в концентрации 0.5-6.0 мас. %.In the particular case of the implementation of the invention, the acidic technological process solution additionally contains ammonium peroxodisulfate (NH 4 ) 2 S 2 O 8 in a concentration of 0.5-6.0 wt. %
В частном случае реализации изобретения технологический раствор щелочного действия дополнительно содержит гидроксид калия КОН в концентрации 0.5-2.0 мас. %.In the particular case of the implementation of the invention, the technological solution of alkaline action additionally contains potassium hydroxide KOH in a concentration of 0.5-2.0 wt. %
В частном случае реализации изобретения технологический раствор щелочного действия дополнительно содержит гидрокарбонат калия КНСО3 в концентрации 0.5-3.5 мас. %.In the particular case of the implementation of the invention, the technological solution of alkaline action additionally contains potassium bicarbonate KNSO 3 at a concentration of 0.5-3.5 wt. %
В частном случае реализации изобретения технологический раствор щелочного действия дополнительно содержит гидрокарбонат аммония NH4HCO3 в концентрации 0.5-3.0 мас. %.In the particular case of the implementation of the invention, the technological solution of alkaline action additionally contains ammonium bicarbonate NH 4 HCO 3 in a concentration of 0.5-3.0 wt. %
Техническим результатом изобретения является существенное увеличение процента удаленных кольматирующих образований при реагентной обработке скважины, включающей последовательную закачку в пласт технологических растворов с противоположными значениями среды по водородному показателю рН, за счет подбора ингредиентов кислотного и щелочного действия и использования воды для технологических растворов кислотного и щелочного действия насыщенной соответственно протонами и электронами.The technical result of the invention is a significant increase in the percentage of remote clogging formations in the reagent treatment of a well, including sequential injection into the formation of process solutions with opposite values of the medium in terms of pH, due to the selection of acid and alkaline ingredients and the use of water for technological solutions of acid and alkaline respectively protons and electrons.
Другим техническим результатом является сокращение процентного содержания реагентов кислотного и щелочного действия для эффективной реагентной обработки скважины.Another technical result is the reduction of the percentage of acid and alkaline reagents for effective reagent treatment of the well.
Экспериментально подтверждено, что насыщение воды, используемой для приготовления технологического раствора кислотного действия, протонами приводит к увеличению процента удаленных кольматирующих образований при реагентной обработке скважины. При этом, необходимо, чтобы вода, используемая для приготовления технологического раствора щелочного действия, была насыщена электронами.It has been experimentally confirmed that the saturation of water used to prepare the acid-based process solution with protons leads to an increase in the percentage of remote clogging formations in the reagent treatment of the well. In this case, it is necessary that the water used to prepare the technological solution of alkaline action, was saturated with electrons.
При разработке материалов изобретения были подобраны оптимальный ингредиентный состав технологических растворов, а также уровень насыщения воды для этих растворов протонами и электронами. При этом, установлено, что время эффективной реагентной обработке скважины сокращается, что также может быть техническим результатом изобретения.When developing the materials of the invention, the optimal ingredient composition of technological solutions was selected, as well as the level of water saturation for these solutions with protons and electrons. At the same time, it was found that the time for effective reagent treatment of the well is reduced, which can also be a technical result of the invention.
Осуществление изобретения.The implementation of the invention.
В процессе бурения скважин происходит интенсивное поглощение поровым пространством прискважинной зоны коллоидно-дисперсных частиц, находящихся в промывочной жидкости, что и является причиной кольматации порового пространства прискважинной зоны, приводящей к снижению продуктивности скважин. Состав глинистых кольматирующих образований определяется, как составом собственно промывочной жидкости, так и составом образующегося при бурении естественного глинистого раствора. Обогащение промывочной жидкости кольматирующими частицами происходит при наличии не только в кровле продуктивных пластов толщи глин, но и при наличии в разрезе пласта глинистых пропластков. Минералогический состав такого рода глинистых кольматирующих образований в основном представлен крупными монтмориллонитовыми ((Na,Ca)0,33(Al,Mg)2(Si4O10)(OH)2⋅nH2O), каолинитовыми (Al4[Si4O10](OH)8) группами глин (глинистых минералов) и их сочетаниями.In the process of well drilling, intensive absorption by the pore space of the near-wellbore zone of colloidal-dispersed particles in the drilling fluid occurs, which is the cause of clogging of the pore space of the near-well zone, leading to a decrease in the productivity of wells. The composition of clay clogging formations is determined both by the composition of the washing liquid itself and by the composition of the natural mud formed during drilling. Enrichment of the flushing fluid with clogging particles occurs when there is not only in the roof of the productive layers of the clay stratum, but also if there is a clay interbed in the section of the formation. The mineralogical composition of this kind of clay clogging formations is mainly represented by large montmorillonite ((Na, Ca) 0.33 (Al, Mg) 2 (Si 4 O 10 ) (OH) 2 ⋅ nH 2 O), kaolinite (Al 4 [Si 4 O 10 ] (OH) 8 ) groups of clays (clay minerals) and their combinations.
В лабораторных исследованиях технологических растворов использовали монтмориллонитовую глину Махарадзевского месторождения, каолинитовую глину Глуховецкого месторождения и глину смешанного состава (монтмориллонит и каолинит). Глина смешанного состава выделена из промывочной жидкости в конце бурения скважины в Широтном Приобье.In the laboratory studies of technological solutions used montmorillonite clay from the Makharadzevsky deposit, kaolinite clay from the Glukhovetsky deposit and clay of mixed composition (montmorillonite and kaolinite). Clay of mixed composition is separated from the drilling fluid at the end of the drilling of a well in the Coastal Ob.
Экспериментальная оценка реагентного воздействия на образцы глинистых кольматирующих образований производилась на фильтрационной модели, представленной стеклянными пористыми фильтрами №1 (диаметр пор 90-150 мкм).Experimental evaluation of the reagent effect on the samples of clay clogging formations was carried out on a filtration model represented by porous glass filters No. 1 (pore diameter of 90-150 microns).
В ходе экспериментов гравиметричесим методом оценивали эффективность воздействия технологических растворов на глинистые кольматирующие образования, полученные при фильтрации глинистого раствора через стеклянные пористые фильтры. При гравиметрических исследованиях осадок отбирали с поверхности фильтра, его высушивали до постоянного веса при температуре 100°С, обрабатывали каждым технологическим раствором в течение 1 часа и после обработки промывали, сушили до постоянного веса при температуре 100°С, далее навеску прокаливали при температуре 950°С. Прокаленный осадок взвешивали и определяли долю веществ, удаленных реагентной обработкой.In the course of the experiments, the gravimetric method was used to evaluate the effectiveness of the effect of the technological solutions on the clay clogging formations obtained by filtering the clay solution through porous glass filters. In gravimetric studies, the precipitate was collected from the surface of the filter, it was dried to constant weight at 100 ° C, treated with each process solution for 1 hour and washed after processing, dried to constant weight at 100 ° C, then the sample was calcined at 950 ° WITH. The calcined precipitate was weighed and determined the proportion of substances removed by the reagent treatment.
Опыт, накопленный в нефтедобывающей отрасли страны по реагентной обработке скважин и экспериментальным исследованиям воздействия реагентов на кольматирующие образования, позволяет применить результаты, полученные в ходе экспериментов гравиметричесим методом на реальную реагентную обработку скважины.The experience gained in the oil-producing industry of the country in the reagent treatment of wells and experimental studies of the effect of reagents on clogging formations makes it possible to apply the results obtained during the experiments by a gravimetric method on the actual reagent treatment of the well.
Экспериментальная оценка реагентного воздействия растворов кислотного и щелочного действия показала полную их идентичность действия по отношению к монтмориллонитовым, каолинитовым и смешанным группам глин. В таблицах 11-19 представлены результаты воздействия технологических растворов на кольматирующие образования смешанной группы глин. Аналогичные результаты получены и для монтмориллонитовых и каолинитовых глин.Experimental evaluation of the reagent effect of solutions of acid and alkaline action showed their complete identity with respect to the montmorillonite, kaolinite and mixed groups of clays. In tables 11-19 presents the results of the impact of technological solutions on clogging formations of a mixed group of clays. Similar results were obtained for montmorillonite and kaolin clay.
В прототипе для разрушения каолинитовых кольматирующих образований и их смесей с глинами другого минералогического состава первоначально в пласт подают раствор с щелочной реакцией среды (щелочной раствор), а затем подают раствор с кислотной реакцией среды (кислотный раствор).In the prototype for the destruction of kaolinite clogging formations and their mixtures with clays of a different mineralogical composition, initially a solution with an alkaline reaction of the medium (alkaline solution) is fed into the formation, and then a solution with an acid reaction of the medium (acid solution) is fed.
Для разрушения монтмориллонитовых кольматирующих образований и их смесей с глинами другого минералогического состава первоначально в пласт подают раствор с кислой реакцией среды, а затем подают раствор с щелочной реакцией среды.For the destruction of montmorillonite clogging formations and their mixtures with clays of a different mineralogical composition, initially a solution with an acidic reaction of the medium is fed into the formation, and then the solution with an alkaline reaction of the medium is fed.
Указанные выше последовательности применения кислотных и щелочных растворов обеспечивают максимальную эффективность реагентного воздействия прототипа на кольматирующие образования.The above sequence of use of acid and alkaline solutions ensure maximum effectiveness of the reagent effect of the prototype on clogging formations.
Если, при использовании прототипа, изменить последовательность применения растворов с кислотной и щелочной реакцией для каолинитовых и монтмориллонитовых кольматирующих образований, то эффективность их воздействия на кольматирующие образования снизится на 10-13%.If, when using the prototype, to change the sequence of application of solutions with acid and alkaline reactions for kaolin and montmorillonite clogging formations, then the effectiveness of their impact on clogging formations will decrease by 10-13%.
В заявленном изобретении установлена единая последовательность применения кислотных и щелочных растворов в независимости от того, монтмориллонитовые, или каолинитовые, или смешанные кольматирующие образования располагаются в поровом пространстве прискважинной зоны.In the claimed invention, a single sequence of application of acid and alkaline solutions is established, regardless of whether montmorillonite, or kaolinite, or mixed clogging formations are located in the pore space of the near-wellbore zone.
Единая последовательность применения растворов с кислотной и щелочной реакцией вне зависимости от состава кольматирующих образований в изобретении обеспечивается подбором ингредиентов для калийсодержащей жидкости для глушения скважины, для технологического раствора кислотного и щелочного действия, для буферного раствора, а также насыщением воды для технологических растворов протонами и свободными электронами.A uniform sequence of application of solutions with acid and alkaline reactions, regardless of the composition of clogging formations in the invention, is provided by selecting ingredients for a potassium-containing fluid to kill a well, for a technological solution of acid and alkaline action, for a buffer solution, and also to saturate water for technological solutions with protons and free electrons .
В связи с вышесказанным, дополнительным техническим результатом изобретения является универсальность заявленного способа не зависимо от состава и типа кольматирующих образований.In connection with the foregoing, an additional technical result of the invention is the universality of the claimed method, regardless of the composition and type of clogging formations.
Заявленный в изобретении способ реагентной обработки скважины осуществляют следующим образом:The method of reagent well treatment claimed in the invention is as follows:
1. Сначала глушат скважину, посредством закачки в пласт калийсодержащей жидкости. Для приготовления калийсодержащей жидкости используют калий карбонат К2СО3 (Веселков С.Н. Глушение скважин калийсодержащими жидкостями, 15 марта 2018, http://veselkov.me/in/neftedobyicha/glushenie-skvazhin-kalijsoderzhashhimi-zhidkostyami.html). При необходимости увеличить плотность жидкости, дополнительно используют калий хлорид КСl.1. First, the well is jammed by injecting a potassium-containing fluid into the formation. For the preparation of potassium-containing liquid, potassium carbonate K 2 CO 3 is used (SN Veselkov. Killing of wells with potassium-containing liquids, March 15, 2018, http://veselkov.me/in/neftedobyicha/glushenie-skvazhin-kalijsoderzhashhimi-zhidkostyami.html). If necessary, increase the density of the liquid, additionally using potassium chloride KCl.
Применение калий карбоната позволяет увеличить проницаемость глинистых песчаников за счет высокой активности ионов калия. При ионообмене с глинистыми минералами калий карбонат обеспечивает уменьшение толщины гидратных оболочек и тем самым способствует повышению пористости и увеличению проницаемости заглинизированных песчаников. Введение его в состав жидкости для глушения скважины способствует уменьшению толщины гидратных оболочек.The use of potassium carbonate allows to increase the permeability of clay sandstones due to the high activity of potassium ions. When ion exchanging with clay minerals, potassium carbonate reduces the thickness of hydrated shells and thereby contributes to an increase in porosity and an increase in the permeability of sandy sandstones. Introducing it into the composition of the well-killing fluid contributes to reducing the thickness of the hydrated shells.
Калий содержащая жидкость для глушения скважины содержит, мас. %:Potassium containing killing fluid contains, by weight, wt. %:
калия карбонат K2CO3 - 5%;potassium carbonate K 2 CO 3 - 5%;
вода - остальное.water - the rest.
Объем калийсодержащей жидкости составляет 2 м3 на 1 погонный метр перфорированной толщины пласта.The volume of potassium-containing fluid is 2 m 3 per 1 linear meter of the perforated formation thickness.
При необходимости увеличить плотность жидкости в нее добавляют КСl в концентрации 0.01-1.0 мас. %. Концентрацию более 1.0 мас. % использовать не целесообразно.If necessary, increase the density of the liquid in it add KCl in a concentration of 0.01-1.0 wt. % Concentration of more than 1.0 wt. % is not advisable to use.
С целью повышения текучести калийсодержащей жидкости, воду для ее приготовления насыщают свободными электронами в катодной зоне электролизера до окислительно-восстановительного потенциала, равного -550 мВ.In order to increase the fluidity of a potassium-containing liquid, water for its preparation is saturated with free electrons in the cathode zone of the electrolyzer to a redox potential of -550 mV.
Применение воды с ОВП = -550 мВ позволит уменьшить объем калийсодержащей жидкости до 1.8-1.9 м3 на 1 погонный метр перфорированной толщины пласта.The use of water with ORP = -550 mV will reduce the volume of potassium-containing fluid to 1.8-1.9 m 3 per 1 meter of perforated formation thickness.
Увеличение концентрации калий карбоната в жидкости свыше 5% не приводит к увеличению эффективности глушения скважины.The increase in the concentration of potassium carbonate in the fluid over 5% does not increase the efficiency of killing the well.
2. Затем в пласт закачивают технологический раствор кислотного действия с рН=0.98-1.5, выдерживают указанный раствор в пласте в течение 1.5 часа. Объем технологического раствора кислотного действия составляет 1 м3 на 1 погонный метр перфорированной толщины пласта.2. Then an acidic process solution with pH = 0.98-1.5 is pumped into the formation, this solution in the formation is maintained for 1.5 hours. The volume of the technological solution of acid action is 1 m 3 per 1 linear meter of the perforated thickness of the formation.
Указанный технологический раствор кислотного действия содержит, мас. %:The specified technological solution of the acid action contains, by weight. %:
бисульфат натрия NaHSO4 - 3.0-8.0;sodium bisulfate NaHSO 4 - 3.0-8.0;
бромноватокислый калий KBrO3 - 2.5-6.5;potassium bromic acid KBrO 3 - 2.5-6.5;
анионактивное поверхностно активное вещество - 0.3;anionic surfactant - 0.3;
вода для технологического раствора кислотного действия - остальное.water for the acidic process solution - the rest.
Воду для технологического раствора кислотного действия перед приготовлением технологического раствора кислотного действия насыщают протонами Н+ в анодной зоне электролизера до окислительно-восстановительного потенциала, равного +650 мВ.Before preparing an acidic process solution, the water for the acidic process solution is saturated with H + protons in the anode zone of the electrolyzer to a redox potential of +650 mV.
Процентное содержание ингредиентов в технологическом растворе подобрано экспериментальным путем. Результаты экспериментальных исследований представлены ниже.The percentage of ingredients in the process solution was chosen experimentally. The results of experimental studies are presented below.
Изменение водородного показателя рН в сторону уменьшения от значения 0.98 не приводит к росту эффективности действия технологического раствора и в целом способа реагентной обработки скважины.The change in pH in the direction of decreasing from the value of 0.98 does not lead to an increase in the efficiency of the technological solution and in general the method of reagent well treatment.
В исследованиях водородный показатель рН технологических растворов кислотного действия был в диапазоне от 0.98 до 1.5. Изменение рН в этом диапазоне не влияло на эффективность воздействия раствора на кольматирующие глинистые образования.In studies, the pH of acidic technological solutions was in the range from 0.98 to 1.5. The change in pH in this range did not affect the effectiveness of the solution on clogging clayey formations.
Объем технологического раствора кислотного действия, величиной 1 м3 на 1 погонный метр перфорированной толщины пласта - является оптимальным объемом раствора, проверенным на практике реагентной обработки скважин.The volume of the technological solution of acid action, the value of 1 m 3 per 1 linear meter of perforated formation thickness, is the optimal solution volume, proven in practice, reagent well treatment.
В частном случае реализации изобретения технологический раствор кислотного действия дополнительно содержит бихромат калия K2Cr2O7 в концентрации 0.1-3.0 мас. %.In the particular case of the implementation of the invention, the technological solution of acidic action additionally contains potassium bichromate K 2 Cr 2 O 7 in a concentration of 0.1–3.0 wt. %
В другом частном случае реализации изобретения технологический раствор кислотного действия дополнительно содержит пероксодисульфат калия K2S2O8 в концентрации 0.3-4.5 мас. %.In another particular case of the implementation of the invention, the acidic technological process solution additionally contains potassium peroxodisulfate K 2 S 2 O 8 in a concentration of 0.3-4.5 wt. %
Также в частном случае реализации изобретения технологический раствор кислотного действия дополнительно содержит пероксодисульфат аммония (NH4)2S2O8 в концентрации 0.5-6.0 мас. %.Also in the particular case of the implementation of the invention, the acidic technological solution additionally contains ammonium peroxodisulfate (NH 4 ) 2 S 2 O 8 in a concentration of 0.5-6.0 wt. %
Ингредиентный состав вариантов технологических растворов и их эффективность применения приведены ниже в таблицах.The ingredient composition of the variants of technological solutions and their effectiveness are shown in the tables below.
В качестве анионактивного поверхностно активного вещества используют натриевую соль лаурилсерной кислоты C12H25SO4Na в концентрации 0.3 мас. %. С повышением концентрации этого ПАВ с 0.3 до 0.5 мас.% эффективность работы технологического раствора кислотного действия не меняется.The sodium salt of lauryl sulfuric acid C 12 H 25 SO 4 Na at a concentration of 0.3 wt. Is used as an anionic surfactant. % With an increase in the concentration of this surfactant from 0.3 to 0.5 wt.%, The efficiency of the technological solution of acid action does not change.
Экспериментально оценена возможность применения других ПАВ. Так для технологического раствора кислотного действия может быть применено ПАВ лауретсульфат натрия, лаурилсаркозинат натрия и другие анионактивного поверхностно активного вещества.Experimentally evaluated the possibility of using other surfactants. So for a technological solution of acidic action, surfactant sodium laureth sulfate, sodium lauryl sarcosinate and other anion active surfactant can be applied.
Эффект от применения лауретсульфат натрия в качестве ПАВ практически равен эффекту от применения C12H25SO4Na.The effect of using sodium laureth sulfate as a surfactant is almost equal to the effect of using C 12 H 25 SO 4 Na.
Эффект от применения лаурилсаркозинат натрия в качестве ПАВ также практически равен эффекту от применения C12H25SO4Na.The effect of the use of sodium lauryl sarcosinate as a surfactant is also almost equal to the effect of the use of C 12 H 25 SO 4 Na.
Так, при применении в качестве анионактивного поверхностно активного вещества лауретсульфат натрия технологический раствор кислотного действия будет содержать лауретсульфат натрия в концентрации 0.6 мас.%.So, when used as anionic surfactant, sodium laureth sulfate technological solution of acidic action will contain sodium laureth sulfate in a concentration of 0.6 wt.%.
При применении в качестве анионактивного поверхностно активного вещества лаурилсаркозинат натрия технологический раствор кислотного действия будет содержать лаурилсаркозинат натрия в концентрации 0.6 мас.%.When used as anionic surfactant, sodium lauryl sarcosinate, the acidic technological solution will contain sodium lauryl sarcosinate in a concentration of 0.6 wt.%.
Возможно применение сложного ПАВ.Perhaps the use of complex surfactants.
Тогда ингредиентный состав технологического раствора кислотного действия может быть записан следующим образом:Then the ingredient composition of the technological solution of acidic action can be written as follows:
технологический раствор кислотного действия содержит, мас.%:the technological solution of the acid action contains, wt%:
бисульфат натрия NaHSO4 - 3.0-8.0;sodium bisulfate NaHSO 4 - 3.0-8.0;
бромноватокислый калий KBrO3 - 2.5-6.5;potassium bromic acid KBrO 3 - 2.5-6.5;
натриевую соль лаурилсерной кислоты - 0.2;sodium salt of lauric acid - 0.2;
лауретсульфат натрия - 0.2;sodium laureth sulfate - 0.2;
вода - остальное.water - the rest.
Или ингредиентный состав технологического раствора кислотного действия может быть записан следующим образом:Or the ingredient composition of the acidic process solution can be written as follows:
технологический раствор кислотного действия содержит, мас. %:the technological solution of the acid action contains, by weight. %:
бисульфат натрия NaHSO4 - 3.0-8.0;sodium bisulfate NaHSO 4 - 3.0-8.0;
бромноватокислый калий KBrO3 - 2.5-6.5;potassium bromic acid KBrO 3 - 2.5-6.5;
натриевую соль лаурилсерной кислоты - 0.2;sodium salt of lauric acid - 0.2;
лаурилсаркозинат натрия - 0.2;sodium lauryl sarcosinate - 0.2;
вода - остальное.water - the rest.
Или ингредиентный состав технологического раствора кислотного действия может быть записан следующим образом:Or the ingredient composition of the acidic process solution can be written as follows:
технологический раствор кислотного действия содержит, мас. %:the technological solution of the acid action contains, by weight. %:
бисульфат натрия NaHSO4 - 3.0-8.0;sodium bisulfate NaHSO 4 - 3.0-8.0;
бромноватокислый калий KBrO3 - 2.5-6.5;potassium bromic acid KBrO 3 - 2.5-6.5;
лауретсульфат натрия - 0.3;sodium laureth sulfate - 0.3;
лаурилсаркозинат натрия - 0.3;sodium lauryl sarcosinate - 0.3;
вода - остальное.water - the rest.
Кроме вышеуказанных ПАВ для технологического раствора кислотного действия можно использовать такие известные ПАВ, как сульфанол и ДС-РАС.In addition to the above surfactants, known surfactants such as sulfanol and DS-PAC can be used for the acidic process solution.
При применении в качестве анионактивного поверхностно активного вещества сульфанол технологический раствор кислотного действия будет содержать сульфанол в концентрации 0.6 мас. %.When used as anionic surfactant sulfanol, the technological solution of acidic action will contain sulfanol at a concentration of 0.6 wt. %
При применении в качестве анионактивного поверхностно активного вещества ДС-РАС технологический раствор кислотного действия будет содержать ДС-РАС в концентрации 0.6 мас. %.When used as an anionic surfactant DS-RAS, the acid-based technological solution will contain a DS-RAS at a concentration of 0.6 wt. %
В частном случае реализации изобретения ПАВ сульфанол и ДС-РАС могут быть дополнительно введены в технологический раствор кислотного действия. Тогда ингредиентный состав технологического раствора кислотного действия может быть записан следующим образом:In the particular case of the implementation of the invention surfactant sulfanol and DS-PAC can be additionally introduced into the technological solution of acidic action. Then the ingredient composition of the technological solution of acidic action can be written as follows:
технологический раствор кислотного действия содержит, мас. %:the technological solution of the acid action contains, by weight. %:
бисульфат натрия NaHSO4 - 3.0-8.0;sodium bisulfate NaHSO 4 - 3.0-8.0;
бромноватокислый калий KBrO3 - 2.5-6.5;potassium bromic acid KBrO 3 - 2.5-6.5;
натриевую соль лаурилсерной кислоты - 0.2;sodium salt of lauric acid - 0.2;
сульфанол - 0.2;sulfanol - 0.2;
ДС-РАС - 0.2;DS-RAS - 0.2;
вода - остальное.water - the rest.
В другом частном случае реализации изобретения ПАВ сульфанол и ДС-РАС также могут быть дополнительно введены в технологический раствор кислотного действия. Тогда ингредиентный состав технологического раствора кислотного действия может быть записан следующим образом:In another particular case of the implementation of the invention, the surfactant sulfanol and DS-PAC can also be additionally introduced into the technological solution of acid action. Then the ingredient composition of the technological solution of acidic action can be written as follows:
технологический раствор кислотного действия содержит, мас. %:the technological solution of the acid action contains, by weight. %:
бисульфат натрия NaHSO4 - 3.0-8.0;sodium bisulfate NaHSO 4 - 3.0-8.0;
бромноватокислый калий KBrO3 - 2.5-6.5;potassium bromic acid KBrO 3 - 2.5-6.5;
натриевую соль лаурилсерной кислоты - 0.2;sodium salt of lauric acid - 0.2;
лауретсульфат натрия - 0.05;sodium laureth sulfate - 0.05;
лаурилсаркозинат натрия - 0.05;sodium lauryl sarcosinate - 0.05;
сульфанол - 0.05;sulfanol - 0.05;
ДС-РАС - 0.05;DS-RAS — 0.05;
вода - остальное.water - the rest.
Экспериментально установлено, что применение всех вышеперечисленных ПАВ и их комбинаций по своей эффективности идентичны натриевой соли лаурилсерной кислоты с концентрацией 0.3 мас. %. Все перечисленные ПАВ хорошо работают с водой, насыщенной протонами до ОВП = +650 мВ.It was established experimentally that the use of all the above surfactants and their combinations are identical in their effectiveness to the sodium salt of lauryl sulfuric acid with a concentration of 0.3 wt. % All of these surfactants work well with water saturated with protons to ORP = +650 mV.
Выше описанные ПАВ применяются при любой комбинации основных ингредиентов (NaHSO4, KBrO3, K2Cr2O7, K2S2O8, (NH4)2S2O8) технологического раствора.The above described surfactants are used with any combination of the main ingredients (NaHSO 4 , KBrO 3 , K 2 Cr 2 O 7 , K 2 S 2 O 8 , (NH 4 ) 2 S 2 O 8 ) of the process solution.
Для экспериментов воду для технологического раствора кислотного действия насыщали протонами Н+ в анодной зоне лабораторного электролизера. В качестве лабораторного электролизера использовали электролизер Ива-2.For the experiments, the water for the acidic process solution was saturated with H + protons in the anodic zone of the laboratory electrolyzer. The willow-2 electrolyzer was used as a laboratory electrolyzer.
Для работы на скважине изготовлен электролизер с объемом анодной зоны 0.2 м3 и объемом катодной зоны объемом 0.25 м3.An electrolyzer with an anodic zone volume of 0.2 m 3 and a cathode zone volume of 0.25 m 3 was made for work on the well.
3. Затем в пласт закачивают буферный раствор, при этом, объем буферного раствора составляет 2 м3 на 1 погонный метр перфорированной толщины пласта.3. Then a buffer solution is pumped into the formation, while the volume of the buffer solution is 2 m 3 per 1 meter of perforated thickness of the formation.
Буферный раствор содержит, мас. %:The buffer solution contains, by weight. %:
неионогенное поверхностно активное вещество - 0.1;non-ionic surfactant - 0.1;
вода - остальное;water - the rest;
Объем буферного раствора составляет 2 м3 на 1 погонный метр перфорированной толщины пласта, что в 2 раза больше, чем объемы технологических растворов. Это сделано для повышения надежности разделения технологического раствора кислотного действия и технологического раствора щелочного действия. Опыт реагентной обработки скважин показал, что увеличивать объем буферного раствора, например, до 3 м3 на 1 погонный метр перфорированной толщины пласта не целесообразно. Эффективность реагентной обработки при этом не увеличивается.The volume of the buffer solution is 2 m 3 per 1 linear meter of the perforated formation thickness, which is 2 times more than the volumes of technological solutions. This is done to improve the reliability of separation of the technological solution of acidic action and technological solution of alkaline action. The experience of reagent treatment of wells has shown that it is not advisable to increase the volume of the buffer solution, for example, up to 3 m 3 per 1 linear meter of perforated formation thickness. The effectiveness of the reagent treatment does not increase.
В качестве неионогенного поверхностно активного вещества используют широко известные ПАВ: ОП-4, или ОП-7, или ОП-10, или ОП-20, или ОП-45. Предпочтительно - ОП-4.As a nonionic surfactant, widely known surfactants are used: OP-4, or OP-7, or OP-10, or OP-20, or OP-45. Preferably - OP-4.
Возможно применение комбинации этих ПАВ.It is possible to use a combination of these surfactants.
Тогда в частном случае реализации изобретения, ингредиентный состав буферного раствора может быть описан следующим образом:Then, in the particular case of the invention, the ingredient composition of the buffer solution can be described as follows:
Буферный раствор содержит, мас. %:The buffer solution contains, by weight. %:
неионогенное поверхностно активное вещество ОП-4 - 0.05;non-ionic surfactant OP-4 - 0.05;
неионогенное поверхностно активное вещество ОП-7 - 0.05;non-ionic surfactant OP-7 - 0.05;
вода - остальное.water - the rest.
Или буферный раствор содержит, мас. %:Or the buffer solution contains, by weight. %:
неионогенное поверхностно активное вещество ОП-10 - 0.05;non-ionic surfactant OP-10 - 0.05;
неионогенное поверхностно активное вещество ОП-20 - 0.05;non-ionic surfactant OP-20 - 0.05;
вода - остальное.water - the rest.
Или буферный раствор содержит, мас. %:Or the buffer solution contains, by weight. %:
неионогенное поверхностно активное вещество ОП-4 - 0.02;non-ionic surfactant OP-4 - 0.02;
неионогенное поверхностно активное вещество ОП-7 - 0.02;non-ionic surfactant OP-7 - 0.02;
неионогенное поверхностно активное вещество ОП-10 - 0.02;non-ionic surfactant OP-10 - 0.02;
неионогенное поверхностно активное вещество ОП-20 - 0.02;non-ionic surfactant OP-20 - 0.02;
неионогенное поверхностно активное вещество ОП-45 - 0.02;non-ionic surfactant OP-45 - 0.02;
вода - остальное.water - the rest.
В качестве воды может использоваться техническая вода, применяемая на скважине. В этом случае, при реализации способа реагентной обработки скважины целесообразно проверить ПАВ на максимальную совместимость с применяемой технологической водой. Проверку осуществляют следующим образом. Смешивают воду 99.9% и ПАВ 0.1%, выдерживают в течение 2-3 часов. Используют тот ПАВ, который вызвал меньшее помутнение воды.The quality of water can be used technical water used in the well. In this case, when implementing the method of reagent treatment of a well, it is advisable to check the surfactant for maximum compatibility with the process water used. The test is as follows. Mix water 99.9% and surfactant 0.1%, incubated for 2-3 hours. Use the surfactant, which caused less turbidity of water.
При использовании для буферного раствора питьевой воды или воды из артезианской скважины, проверку на максимальную совместимость воды и ПАВ не проводят.When used for a buffer solution of drinking water or water from an artesian well, the test for maximum compatibility of water and surfactant is not carried out.
4. Сразу же после закачки в пласт буферного раствора, в пласт закачивают технологический раствор щелочного действия с рН=8.85-9.5, выдерживают указанный раствор в пласте в течение 1.5 часа, при этом объем технологического раствора щелочного действия составляет 1 м3 на 1 погонный метр перфорированной толщины пласта.4. Immediately after injection of a buffer solution into the reservoir, an alkaline technological solution with pH = 8.85-9.5 is pumped into the formation, this solution is maintained in the formation for 1.5 hours, while the volume of the alkaline technological solution is 1 m 3 per 1 meter perforated formation thickness.
Указанный технологический раствор щелочного действия содержит, мас. %:The specified technological solution of alkaline action contains, by weight. %:
бикарбонат натрия NaHCO3 - 2.0-5.0;sodium bicarbonate NaHCO 3 - 2.0-5.0;
гидроксид натрия NaOH - 2.0-4.0;sodium hydroxide NaOH - 2.0-4.0;
катионактивное поверхностно активное вещество - 0.3%;cationic surfactant - 0.3%;
вода для технологического раствора щелочного действия - остальное.water for alkaline process solution - the rest.
Воду для технологического раствора кислотного действия перед приготовлением технологического раствора щелочного действия насыщают свободными электронами (а именно гидроксильными группами ОН-) в катодной зоне электролизера до окислительно-восстановительного потенциала, равного -550 мВ.Before preparing the alkaline technological solution, the water for the acidic process solution is saturated with free electrons (namely, OH - hydroxyl groups) in the cathode zone of the electrolyzer to a redox potential of -550 mV.
Процентное содержание ингредиентов в технологическом растворе подобрано экспериментальным путем. Результаты экспериментальных исследований представлены ниже.The percentage of ingredients in the process solution was chosen experimentally. The results of experimental studies are presented below.
Изменение водородного показателя рН в сторону увеличения от значения 9.5 не приводит к росту эффективности действия технологического раствора и в целом способа реагентной обработки скважины.The change in pH in the direction of increasing from the value of 9.5 does not lead to an increase in the effectiveness of the technological solution and in general the method of reagent treatment of the well.
В исследованиях водородный показатель рН технологических растворов щелочного действия был в диапазоне от 8.85 до 9.5. Изменение рН в этом диапазоне не влияло на эффективность воздействия раствора на кольматирующие глинистые образования.In studies, the pH of alkaline technological process solutions ranged from 8.85 to 9.5. The change in pH in this range did not affect the effectiveness of the solution on clogging clayey formations.
Объем технологического раствора щелочного действия, величиной 1 м3 на 1 погонный метр перфорированной толщины пласта - является оптимальным объемом раствора, проверенным на практике реагентной обработки скважин.The volume of the technological solution of alkaline action, the size of 1 m 3 per 1 linear meter of the perforated thickness of the reservoir - is the optimal solution volume, proven in practice, reagent well treatment.
В частном случае реализации изобретения технологический раствор щелочного действия дополнительно содержит гидроксид калия КОН в концентрации 0.5-2.0 мас. %.In the particular case of the implementation of the invention, the technological solution of alkaline action additionally contains potassium hydroxide KOH in a concentration of 0.5-2.0 wt. %
В частном случае реализации изобретения технологический раствор щелочного действия дополнительно содержит карбонат калия КНСО3 в концентрации 0.5-3.5 мас. %.In the particular case of the implementation of the invention, the technological solution of alkaline action additionally contains potassium carbonate KNSO 3 at a concentration of 0.5-3.5 wt. %
В частном случае реализации изобретения технологический раствор щелочного действия дополнительно содержит гидрокарбонат аммония NH4HCO3 в концентрации 0.5-3.0 мас. %.In the particular case of the implementation of the invention, the technological solution of alkaline action additionally contains ammonium bicarbonate NH 4 HCO 3 in a concentration of 0.5-3.0 wt. %
Ингредиентный состав вариантов технологических растворов и их эффективность применения приведены ниже в таблицах.The ingredient composition of the variants of technological solutions and their effectiveness are shown in the tables below.
В качестве катионактивного поверхностно активного вещества используют диметилдиалкиламмоний хлорид [(CH3)2-N-(R)2]+ Cl- где R=C18-C22 в концентрации 0.3 мас. %. С повышение концентрации этого ПАВ с 0.3 до 0.5 мас. % эффективность работы технологического раствора щелочного действия не меняется.Dimethyl dialkyl ammonium chloride [(CH 3 ) 2 -N- (R) 2 ] + Cl - where R = C18-C22 in a concentration of 0.3 wt.% Is used as a cationic surfactant. % With an increase in the concentration of this surfactant from 0.3 to 0.5 wt. % efficiency of the technological solution of alkaline action does not change.
Экспериментально оценена возможность применения других ПАВ. Так для технологического раствора щелочного действия может быть применены ПАВ:Experimentally evaluated the possibility of using other surfactants. So for the technological solution of alkaline action surfactants can be applied:
олеилтриметиламмоний хлорид [(CH3)3-N-R]+ Cl-, где R=C16-C20;Oleyltrimethylammonium chloride [(CH 3 ) 3 -NR] + Cl - , where R = C16-C20;
диоктадецилдиметиламмоний хлорид [(CH3)2-N-(C18H17)2]+ Cl-;dioctadecyldimethylammonium chloride [(CH 3 ) 2 -N- (C 18 H 17 ) 2 ] + Cl - ;
дидецилдиметиламмоний бромид [(CH3)2-N-(C10H21)2]+ Br-.didecyldimethylammonium bromide [(CH 3 ) 2 -N- (C 10 H 21 ) 2] + Br - .
Так, при применении в качестве ПАВ [(CH3)3-N-R]+ Cl-, где R=C16-C20 технологический раствор щелочного действия будет содержать [(CH3)3-N-R]+ Cl-, где R=C16-C20 в концентрации 0.3 мас.%.So, when used as surfactant [(CH 3 ) 3 -NR] + Cl - , where R = C16-C20, the technological solution of the alkaline action will contain [(CH 3 ) 3 -NR] + Cl - , where R = C16- C20 at a concentration of 0.3 wt.%.
При применении в качестве ПАВ [(CH3)2-N-(C18H17)2]+ Cl- технологический раствор щелочного действия будет содержать [(CH3)2-N-(C18H17)2]+ Cl- в концентрации 0.6 мас. %.When used as a surfactant, [(CH 3 ) 2 -N- (C 18 H 17 ) 2 ] + Cl - the technological solution of an alkaline action will contain [(CH 3 ) 2 -N- (C 18 H 17 ) 2 ] + Cl - at a concentration of 0.6 wt. %
При применении в качестве ПАВ [(CH3)2-N-(C10H21)2]+ Br- технологический раствор щелочного действия будет содержать [(СН3)2-N[(CH3)2-N-(C10H21)2]+ Br- в концентрации 0.6 мас. %.When used as a surfactant, [(CH 3 ) 2 -N- (C 10 H 21 ) 2 ] + Br - the alkaline technological solution will contain [(CH 3 ) 2 -N [(CH 3 ) 2 -N- (C 10 H 21 ) 2 ] + Br - at a concentration of 0.6 wt. %
Возможно применение сложного ПАВ.Perhaps the use of complex surfactants.
Тогда ингредиентный состав технологического раствора щелочного действия может быть записан следующим образом:Then the ingredient composition of the technological solution of an alkaline action can be written as follows:
технологический раствор щелочного действия содержит, мас.%:alkaline technological solution contains, wt%:
бикарбонат натрия NaHCO3 - 2.0-5.0;sodium bicarbonate NaHCO 3 - 2.0-5.0;
гидроксид натрия NaOH - 2.0-4.0;sodium hydroxide NaOH - 2.0-4.0;
диметилдиалкиламмоний хлорид - 0.15;dimethyl dialkyl ammonium chloride - 0.15;
олеилтриметиламмоний хлорид - 0.15;oleyltrimethylammonium chloride - 0.15;
вода для технологического раствора щелочного действия - остальное.water for alkaline process solution - the rest.
Или ингредиентный состав технологического раствора щелочного действия может быть записан следующим образом:Or the ingredient composition of the alkaline technological solution can be written as follows:
технологический раствор щелочного действия содержит, мас.%:alkaline technological solution contains, wt%:
гидробикарбонат натрия NaHCO3 - 2.0-5.0;sodium hydrobicarbonate NaHCO 3 - 2.0-5.0;
гидроксид натрия NaOH - 2.0-4.0;sodium hydroxide NaOH - 2.0-4.0;
диметилдиалкиламмоний хлорид - 0.075;dimethyl dialkylammonium chloride - 0.075;
олеилтриметиламмоний хлорид - 0.075;oleyltrimethylammonium chloride - 0.075;
диоктадецилдиметиламмоний хлорид - 0.15;dioctadecyldimethylammonium chloride - 0.15;
дидецилдиметиламмоний бромид - 0.15;didecyldimethylammonium bromide - 0.15;
вода для технологического раствора щелочного действия - остальное.water for alkaline process solution - the rest.
Экспериментально установлено, что применение всех вышеперечисленных ПАВ и их комбинаций по своей эффективности идентичны ПАВ диметилдиалкиламмоний хлорид с концентрацией 0.3 мас.%. Все перечисленные ПАВ хорошо работают с водой, насыщенной свободными электронами до ОВП = -550 мВ.It was established experimentally that the use of all of the above surfactants and their combinations are identical in their effectiveness to dimethyl dialkyl ammonium chloride surfactants with a concentration of 0.3 wt.%. All of these surfactants work well with water saturated with free electrons to ORP = -550 mV.
Выше описанные ПАВ применяются при любой комбинации основных ингредиентов (NaHCO3, NaOH, КОН, КНСО3, NH4HCO3) технологического раствора.The above described surfactants are used with any combination of the main ingredients (NaHCO 3 , NaOH, KOH, KNSO 3 , NH 4 HCO 3 ) of the process solution.
Для экспериментов воду для технологического раствора щелочного действия насыщали свободными электронами в катодной зоне лабораторного электролизера. В качестве лабораторного электролизера использовали электролизер Ива-2. Для работы на скважине изготовлен электролизер с объемом анодной зоны 0.2 м3 и объемом катодной зоны объемом 0.25 м3.For experiments, the water for the alkaline process solution was saturated with free electrons in the cathode zone of the laboratory electrolyzer. The willow-2 electrolyzer was used as a laboratory electrolyzer. An electrolyzer with an anodic zone volume of 0.2 m 3 and a cathode zone volume of 0.25 m 3 was made for work on the well.
5. После чего осуществляют освоение скважины газообразным азотом. При этом способе освоения обеспечиваются простота и надежность контроля и регулирования процесса освоения в широких пределах расходов и давлений (см. статью Общие характеристики освоения скважин азотом. https://studwood.ru/1208391/geografiya/spetsialnaya_chast).5. Then carry out the development of the well with gaseous nitrogen. With this method of development, simplicity and reliability of control and regulation of the development process over a wide range of costs and pressures are provided (see the article General Characteristics of Well Development with Nitrogen. Https://studwood.ru/1208391/geografiya/spetsialnaya_chast).
Натурные испытания по реагентной обработке скважин показали важность, для достижения, указанных выше технических результатов, проведения действий, связанных, с глушением скважины калийсодержащей жидкостью. А именно, жидкостью с 5% K2CO3. Также важно, чтобы объем калийсодержащей жидкости составлял 2 м3 на 1 погонный метр перфорированной толщины пласта, не менее. Меньший объем жидкости не выполнит задачу эффективного глушения, больший - не повысит эффективность.Field tests on the reagent treatment of wells showed the importance, in order to achieve the above-mentioned technical results, of carrying out actions related to the killing of the well with a potassium-containing fluid. Namely, a liquid with 5% K 2 CO 3 . It is also important that the volume of potassium-containing fluid is 2 m 3 per 1 linear meter of the perforated formation thickness, no less. A smaller volume of fluid will not fulfill the task of effective plugging, a larger one will not increase efficiency.
Не выполнение вышеуказанных требований к глушению скважины может привести к кольматации порового пространства продуктивного пласта.Failure to meet the above requirements for killing the well may lead to clogging of the pore space of the reservoir.
При реализации заявленного изобретения, признаки: «… выдерживают технологический раствор кислотного действия в пласте в течение 1.5 часа» и «… выдерживают технологический раствор щелочного действия в пласте в течение 1.5 часа» требуется строго выполнять.When implementing the claimed invention, the signs: "... withstand the technological solution of acid action in the reservoir for 1.5 hours" and "... withstand the technological solution of alkaline action in the reservoir for 1.5 hours" it is required to strictly follow.
У прототипа выдержку каждого из растворов (щелочного и кислотного) на реакцию осуществляют в течение 4-8 часов. В заявленном изобретении выдержку растворов кислотного и щелочного действия снизили до 1.5 часа за счет использования воды, соответственно с ОВП = +650 мВ и ОВП = -550 мВ, и подбора ингредиентов для растворов.The prototype extract each of the solutions (alkaline and acid) in the reaction is carried out for 4-8 hours. In the claimed invention, the exposure of solutions of acid and alkaline actions was reduced to 1.5 hours due to the use of water, respectively, with ORP = +650 mV and ORP = -550 mV, and the selection of ingredients for solutions.
Признаки: «… объем технологического раствора кислотного действия составляет 1 м3 на 1 погонный метр перфорированной толщины пласта» и «… объем технологического раствора щелочного действия составляет 1 м3 на 1 погонный метр перфорированной толщины пласта» обоснованы в ходе натурных испытаний заявленного способа на скважинах. Увеличение объемов свыше 1 м3 на 1 погонный метр перфорированной толщины пласта, не приводит к росту эффективности реагентной обработки скважины.Signs: "... the volume of the technological solution of acid action is 1 m 3 per 1 running meter of perforated formation thickness" and "... the volume of the technological solution of alkaline action is 1 m 3 per 1 running meter of perforated thickness of the reservoir" justified during the field tests of the claimed method at wells . The increase in volumes above 1 m 3 per 1 linear meter of perforated formation thickness does not lead to an increase in the efficiency of reagent treatment of the well.
В ходе разработки изобретения были проведены эксперименты по насыщению воды для технологического раствора кислотного действия углекислым газом.During the development of the invention, experiments were carried out on the saturation of water for the technological solution of the acidic action of carbon dioxide.
В технологической воде, которая используется на скважинах, концентрация СО2 составляет величину от 5 до 10 мг/л. В ряде натурных экспериментов по отработке способа реагентной обработки скважины, воду для технологического раствора кислотного действия, после насыщения воды протонами, насыщали СО2 до концентрации 50 мг/л. Эксперименты проводили с целью повысить эффективность воздействия раствора кислотного действия на кольматирующие глинистые образования. Установлено, что наличие СО2 в воде может повысить эффективность до 3%.In the process water that is used in wells, the concentration of CO 2 is between 5 and 10 mg / l. In a number of field experiments to work out the method of reagent treatment of a well, water for an acidic process solution, after water was saturated with protons, was saturated with CO 2 to a concentration of 50 mg / l. Experiments were conducted with the aim of increasing the effectiveness of the action of an acidic solution on clogging clayey formations. It is established that the presence of CO 2 in water can increase the efficiency up to 3%.
Насыщение воды СО2 осуществляли в кавитационном диспергаторе конструкции профессора Кормилицына В.И. (Московский Энергетический Институт - технический университет).The water was saturated with CO 2 in a cavitation disperser designed by Professor V. Kormilitsyn. (Moscow Energy Institute - Technical University).
В диспергатор подавали воду и углекислый газ из баллона. Вода, проходя через кавитационный диспергатор, насыщалась углекислым газом. Конструкция кавитационного диспергатора описана в патенте РФ 2239491, опубликованном: 10.11.2004.Water and carbon dioxide were fed to the dispersant. The water, passing through the cavitation dispersant, was saturated with carbon dioxide. The design of the cavitation disperser is described in the patent of the Russian Federation 2239491, published: November 10, 2004.
Используемый в изобретении признак «… сразу же после закачки в пласт буферного раствора …» означает, что выдержки по времени между закачкой буферного раствора и раствора щелочного действия нет. Переключение кранов арматуры осуществляют по времени в течение 1-5 минут.The feature “... immediately after the injection of the buffer solution into the reservoir ...” means that there is no time delay between the injection of the buffer solution and the alkaline action solution. Switching valves valves carried out over time for 1-5 minutes.
Для оценки эффективности воздействия технологических растворов на глинистые кольматирующие образования были приготовлены растворы (см. таблицы 1-10).To assess the effectiveness of the impact of technological solutions on clay clogging formations, solutions were prepared (see Table 1-10).
В таблице 1 представлен ингредиентный и количественный состав комбинации растворов кислотного и щелочного действия прототипа для реагентной обработки скважин. В таблице 1 представлены комбинации растворов кислотного и щелочного действия с №1-5. Из таблицы видно, какие ингредиенты используются в прототипе и заявленном изобретении (NaHSO4, (NH4)2S2O8, NaHCO3, КНСО3, NH4HCO3, ПАВ), а какие в прототипе не используются (KBrO3, K2Cr2O7, K2S2O8, NaOH, КОН, %).Table 1 presents the ingredient and quantitative composition of the combination of acidic and alkaline solutions of the prototype for the reagent treatment of wells. Table 1 presents the combinations of solutions of acid and alkaline actions with No. 1-5. The table shows which ingredients are used in the prototype and the claimed invention (NaHSO 4 , (NH 4 ) 2 S 2 O 8 , NaHCO 3 , KHCO 3 , NH 4 HCO 3 , surfactant), and which are not used in the prototype (KBrO 3 , K 2 Cr 2 O 7 , K 2 S 2 O 8 , NaOH, KOH,%).
В таблицах 2-5 представлен ингредиентный и количественный состав комбинации растворов кислотного и щелочного действия для реагентной обработки скважин, заявленных в изобретении. В таблицах представлены комбинации растворов кислотного и щелочного действия с №6-25.Tables 2–5 present the ingredient and quantitative composition of the combination of acid and alkaline solutions for the reagent treatment of wells as claimed in the invention. The tables present a combination of solutions of acid and alkaline action with №6-25.
В таблице 6 представлен ингредиентный состав комбинации растворов кислотного и щелочного действия для реагентной обработки скважин, заявленных в изобретении, а также исследовательских растворов. В таблице представлены комбинации растворов кислотного и щелочного действия с №26 и 27. Растворы 28 и 29 содержат только технологический раствор кислотного действия с NaHSO4 и ПАВ.Table 6 presents the ingredient composition of a combination of acid and alkaline solutions for the reagent treatment of wells, as claimed in the invention, as well as research solutions. The table presents the combinations of solutions of acid and alkaline actions with No. 26 and 27. Solutions 28 and 29 contain only the technological solution of acid action with NaHSO 4 and surfactants.
Растворы 30 и 31 содержат только технологический раствор щелочного действия с NaHCO3 и ПАВ.Solutions 30 and 31 contain only technological solution of alkaline action with NaHCO 3 and surfactant.
В таблицах 7-10 представлен ингредиентный и количественный состав комбинации растворов кислотного и щелочного действия для реагентной обработки скважин, заявленных в изобретении. В таблицах представлены комбинации растворов кислотного и щелочного действия с №32-55. Эти растворы являются частными вариантами реализации заявленного в изобретении способа.Tables 7-10 present the ingredient and quantitative composition of the combination of acid and alkaline solutions for the reagent treatment of wells, as claimed in the invention. The tables present a combination of solutions of acid and alkaline action with the number 32-55. These solutions are particular embodiments of the process claimed in the invention.
Экспериментальная оценка реагентного воздействия технологических растворов кислотного и щелочного действия прототипа на образцы кольматирующих образований на фильтрационной модели представлена в таблице 11. Время воздействия каждого технологического раствора на образцы кольматирующих образований составляло 1 час.Experimental evaluation of the reagent effect of the technological solutions of the acid and alkaline effects of the prototype on samples of clogging formations on the filtration model is presented in Table 11. The exposure time of each process solution to samples of clogging formations was 1 hour.
Окислительно восстановительный потенциал воды в диапазоне от +100 до +200 мВ является потенциалом пластовой воды на месторождениях. Ингредиентный состав растворов прототипа представлен в таблице 1.The redox potential of water in the range from +100 to +200 mV is the potential of formation water at the fields. The ingredient composition of the solutions of the prototype are presented in table 1.
Анализ таблицы 11 и таблицы 1 показывает, что увеличение концентрации NaHSO4 с 5% до 12% в технологическом растворе кислотного действия, а также использование технологического раствора щелочного действия с ингредиентом NaHCO3 в количестве 10%, повышает эффективность комбинации растворов с 16% до 20.8% (комбинация растворов №3). Под эффективностью действия комбинации растворов понимают зависимость количества (в %) удаленных кольматирующих образований по отношению к их первоначальной массе.Analysis of table 11 and table 1 shows that an increase in the concentration of NaHSO 4 from 5% to 12% in the technological solution of acidic action, as well as the use of technological solution of alkaline action with the ingredient NaHCO 3 in the amount of 10%, increases the efficiency of the combination of solutions from 16% to 20.8 % (combination of solutions No. 3). The effectiveness of the action of a combination of solutions is understood as the dependence of the amount (in%) of clogging formations removed in relation to their initial mass.
Таблица 11 показывает потенциальные возможности использования прототипа.Table 11 shows the potential uses of the prototype.
Экспериментальная оценка реагентного воздействия, заявленных в изобретении технологических растворов, на образцы кольматирующих образований на фильтрационной модели представлена в таблицах 12-19. Время воздействия каждого технологического раствора на образцы кольматирующих образований составляло 1 час.Experimental evaluation of the reagent exposure claimed in the invention of technological solutions for samples of clogging formations on the filtration model is presented in Tables 12-19. The exposure time of each technological solution to samples clogging formations was 1 hour.
В таблице 12 представлена зависимость количества (в %) удаленных кольматирующих образований от величины ОВП воды для технологических растворов кислотного и щелочного действия №№6-11.Table 12 presents the dependence of the number (in%) of clogging formations removed from the size of the water redox potential for process solutions of acid and alkaline actions No. 6-11.
В таблице в крайнем левом столбце показано изменение ОВП воды (в мВ) для технологического раствора кислотного действия (слева от дроби) и технологического раствора щелочного действия (справа от дроби). ОВП воды для технологического раствора кислотного действия изменялся с величины +200 мВ до величины +750 мВ. ОВП воды для технологического раствора щелочного действия изменялся с величины +200 мВ до величины -700 мВ.The table in the leftmost column shows the change in the ORP of water (in mV) for the technological solution of acid action (to the left of the fraction) and the technological solution of alkaline action (to the right of the fraction). The ORP of water for the acidic process solution was changed from a value of +200 mV to a value of +750 mV. The ORP of water for the alkaline process solution was changed from a value of +200 mV to a value of -700 mV.
Анализ таблицы показывает, что с изменением ОВП воды (с +200 до +650 мВ) для технологического раствора кислотного действия и с изменением ОВП воды (с +200 до -550 мВ) для технологического раствора щелочного действия, эффективность реагентного воздействия растет.Analysis of the table shows that with a change in the ORP of water (from +200 to +650 mV) for the technological solution of acidic action and with a change in the ORP of water (from +200 to -550 mV) for the technological solution of alkaline action, the effectiveness of the reagent effect increases.
Так, для раствора №6 эффективность увеличивается в 1.99 раза.So, for solution No. 6, the efficiency increases 1.99 times.
Для раствора №7 эффективность увеличивается в 1.97 раза.For solution number 7, the efficiency increases 1.97 times.
Для раствора №8 эффективность увеличивается в 1.99 раза.For solution number 8, the efficiency increases 1.99 times.
Для раствора №9 эффективность увеличивается в 1.98 раза.For solution number 9, the efficiency increases 1.98 times.
Для раствора №10 эффективность увеличивается в 1.99 раза.For solution No. 10, the efficiency increases 1.99 times.
Для раствора №11 эффективность увеличивается в 1.99 раза.For solution No. 11, the efficiency increases 1.99 times.
По сравнению с растворами прототипа, эффективность заявленных растворов (№№6-11) выше в 2.3-2.4 раза.Compared with the solutions of the prototype, the effectiveness of the stated solutions (№№ 6-11) is higher by 2.3-2.4 times.
В таблице 13 представлена зависимость количества (в %) удаленных кольматирующих образований от величины ОВП воды для технологических растворов кислотного и щелочного действия №№12-13.Table 13 presents the dependence of the number (in%) of clogging formations removed from the size of the water redox potential for process solutions of acid and alkaline actions No. 12-13.
Данные комбинации растворов характеризуются увеличением в них количества NaHSO4 до 12%, KBrO3 до 15%, NaHCO3 до 12%, NaOH до 10%.These combinations of solutions are characterized by an increase in the amount of NaHSO 4 in them to 12%, KBrO 3 to 15%, NaHCO 3 to 12%, NaOH to 10%.
Из таблицы видно, что увеличение количества основных ингредиентов приводит к росту эффективности в 1.01-1.09 раза. При этом существенно растут затраты на производство технологических растворов. В связи с этим, автором было принято решение ограничить количественный состав основных ингредиентов технологических растворов уровнем, заявленным в формуле изобретения.The table shows that an increase in the number of basic ingredients leads to an increase in efficiency of 1.01-1.09 times. At the same time, expenses for the production of technological solutions significantly increase. In this regard, the author decided to limit the quantitative composition of the main ingredients of technological solutions to the level stated in the claims.
В таблице 14 представлена зависимость количества (в %) удаленных кольматирующих образований от величины ОВП воды для технологических растворов кислотного и щелочного действия №№16-21.Table 14 presents the dependence of the number (in%) of clogging formations removed from the ORP value of water for technological solutions of acid and alkaline action No. 16-21.
Комбинация растворов кислотного и щелочного действия №16 характеризуется тем, что базовый технологический раствор кислотного действия дополнен ингредиентом K2Cr2O7 - 0.1%, а базовый технологический раствор щелочного действия дополнен ингредиентом КОН - 0.5%. Введение дополнительных ингредиентов позволило повысить эффективность комбинации растворов №16 (при ОВП +650 / -550) по отношению к комбинации растворов №6 (при ОВП +650 / -550) в 1.10 раза.The combination of acid and alkaline solutions No. 16 is characterized by the fact that the basic technological solution of acidic action is supplemented with the ingredient K 2 Cr 2 O 7 - 0.1%, and the basic technological solution of the alkaline action is supplemented with the ingredient KOH - 0.5%. The introduction of additional ingredients made it possible to increase the efficiency of the combination of solutions No. 16 (with ORP + 650 / -550) relative to the combination of solutions No. 6 (with ORP + 650 / -550) 1.10 times.
Комбинация растворов кислотного и щелочного действия №17 характеризуется тем, что базовый технологический раствор кислотного действия дополнен ингредиентом K2Cr2O7 - 3.0%, а базовый технологический раствор щелочного действия дополнен ингредиентом КОН - 2.0%. Введение дополнительных ингредиентов позволило повысить эффективность комбинации растворов №17 (при ОВП +650 / -550) по отношению к комбинации растворов №6 (при ОВП +650 / -550) в 1.29 раза.The combination of acidic and alkaline solutions No. 17 is characterized by the fact that the basic technological solution of acidic action is supplemented with the ingredient K 2 Cr 2 O 7 - 3.0%, and the basic technological solution of alkaline action is supplemented with the KOH ingredient - 2.0%. The introduction of additional ingredients made it possible to increase the efficiency of the combination of solutions No. 17 (with ORP +650 / -550) relative to the combination of solutions No. 6 (with ORP +650 / -550) 1.29 times.
Комбинация растворов кислотного и щелочного действия №18 характеризуется тем, что базовый технологический раствор кислотного действия дополнен ингредиентом K2S2O8 - 0.3%, а базовый технологический раствор щелочного действия дополнен ингредиентом КНСО3 - 0.5%. Введение дополнительных ингредиентов позволило повысить эффективность комбинации растворов №18 (при ОВП +650 / -550) по отношению к комбинации растворов №6 (при ОВП +650 / -550) в 1.14 раза.The combination of acidic and alkaline solutions No. 18 is characterized by the fact that the basic technological solution of acidic action is supplemented with the ingredient K 2 S 2 O 8 - 0.3%, and the basic technological solution of alkaline action is supplemented by the ingredient of KHCO 3 - 0.5%. The introduction of additional ingredients made it possible to increase the efficiency of the combination of solutions No. 18 (with ORP +650 / -550) relative to the combination of solutions No. 6 (with ORP +650 / -550) 1.14 times.
Комбинация растворов кислотного и щелочного действия №19 характеризуется тем, что базовый технологический раствор кислотного действия дополнен ингредиентом K2S2O8 - 4.5%, а базовый технологический раствор щелочного действия дополнен ингредиентом КНСО3 - 3.5%. Введение дополнительных ингредиентов позволило повысить эффективность комбинации растворов №19 (при ОВП +650 / -550) по отношению к комбинации растворов №6 (при ОВП +650 / -550) в 1.34 раза.The combination of acid and alkaline solutions No. 19 is characterized by the fact that the basic technological solution of acidic action is supplemented with the ingredient K 2 S 2 O 8 - 4.5%, and the basic technological solution of the alkaline action is supplemented with the ingredient KNSO 3 - 3.5%. The introduction of additional ingredients made it possible to increase the efficiency of the combination of solutions No. 19 (with ORP + 650 / -550) with respect to the combination of solutions No. 6 (with ORP + 650 / -550) 1.34 times.
Комбинация растворов кислотного и щелочного действия №20 характеризуется тем, что базовый технологический раствор кислотного действия дополнен ингредиентом (NH4)2S2O8 - 0.5%, а базовый технологический раствор щелочного действия дополнен ингредиентом NH4HCO3 - 0.5%. Введение дополнительных ингредиентов позволило повысить эффективность комбинации растворов №20 (при ОВП +650 / -550) по отношению к комбинации растворов №6 (при ОВП +650 / -550) в 1.14 раза.The combination of acidic and alkaline solutions No. 20 is characterized by the fact that the basic technological solution of acidic action is supplemented with the ingredient (NH 4 ) 2 S 2 O 8 - 0.5%, and the basic technological solution of alkaline action is supplemented by the ingredient NH 4 HCO 3 - 0.5%. The introduction of additional ingredients allowed to increase the efficiency of the combination of solutions No. 20 (with ORP + 650 / -550) relative to the combination of solutions No. 6 (with ORP + 650 / -550) 1.14 times.
Комбинация растворов кислотного и щелочного действия №21 характеризуется тем, что базовый технологический раствор кислотного действия дополнен ингредиентом (NH4)2S2O8 - 6.0%, а базовый технологический раствор щелочного действия дополнен ингредиентом NH4HCO3 - 3.0%. Введение дополнительных ингредиентов позволило повысить эффективность комбинации растворов №21 (при ОВП +650 / -550) по отношению к комбинации растворов №6 (при ОВП +650 / -550) в 1.36 раза.The combination of acidic and alkaline solutions No. 21 is characterized in that the basic technological solution of acidic action is supplemented with the ingredient (NH 4 ) 2 S 2 O 8 - 6.0%, and the basic technological solution of alkaline action is supplemented with the ingredient NH 4 HCO 3 - 3.0%. The introduction of additional ingredients made it possible to increase the effectiveness of the combination of solutions No. 21 (with ORP + 650 / -550) relative to the combination of solutions No. 6 (with ORP + 650 / -550) 1.36 times.
В таблице 15 представлена зависимость количества (в %) удаленных кольматирующих образований от величины ОВП воды для технологических растворов кислотного и щелочного действия №№22-27.Table 15 presents the dependence of the number (in%) of clogging formations removed from the size of the water redox potential for process solutions of acid and alkaline effects No.№ 22-27.
Комбинация растворов кислотного и щелочного действия №22 характеризуется тем, что базовый технологический раствор кислотного действия дополнен ингредиентом K2Cr2O7 - 0.1%, а базовый технологический раствор щелочного действия дополнен ингредиентом КОН - 0.5%. Введение дополнительных ингредиентов позволило повысить эффективность комбинации растворов №22 (при ОВП +650 / -550) по отношению к комбинации растворов 11 (при ОВП +650 / -550) в 1.10 раза.The combination of acid and alkaline solutions No. 22 is characterized by the fact that the basic technological solution of acidic action is supplemented with the ingredient K 2 Cr 2 O 7 - 0.1%, and the basic technological solution of the alkaline action is supplemented with the ingredient KOH - 0.5%. The introduction of additional ingredients made it possible to increase the efficiency of the combination of solutions No. 22 (with ORP + 650 / -550) in relation to the combination of solutions 11 (with ORP + 650 / -550) 1.10 times.
Комбинация растворов кислотного и щелочного действия №23 характеризуется тем, что базовый технологический раствор кислотного действия дополнен ингредиентом K2Cr2O7 - 3.0%, а базовый технологический раствор щелочного действия дополнен ингредиентом КОН - 2.0%. Введение дополнительных ингредиентов позволило повысить эффективность комбинации растворов №23 (при ОВП +650 / -550) по отношению к комбинации растворов №11 (при ОВП +650 / -550) в 1.3 раза.The combination of acidic and alkaline solutions No. 23 is characterized by the fact that the basic technological solution of acidic action is supplemented with the ingredient K 2 Cr 2 O 7 - 3.0%, and the basic technological solution of the alkaline action is supplemented with the KOH ingredient - 2.0%. The introduction of additional ingredients made it possible to increase the effectiveness of the combination of solutions No. 23 (with ORP + 650 / -550) relative to the combination of solutions No. 11 (with ORP + 650 / -550) 1.3 times.
Комбинация растворов кислотного и щелочного действия №24 характеризуется тем, что базовый технологический раствор кислотного действия дополнен ингредиентом K2S2O8 - 0.3%, а базовый технологический раствор щелочного действия дополнен ингредиентом КНСО3 - 0.5%. Введение дополнительных ингредиентов позволило повысить эффективность комбинации растворов №24 (при ОВП +650 / -550) по отношению к комбинации растворов №11 (при ОВП +650 / -550) в 1.15 раза.The combination of acidic and alkaline solutions No. 24 is characterized by the fact that the basic technological solution of acidic action is supplemented with the ingredient K 2 S 2 O 8 - 0.3%, and the basic technological solution of alkaline action is supplemented by the ingredient of KHCO 3 - 0.5%. The introduction of additional ingredients made it possible to increase the effectiveness of the combination of solutions No. 24 (with ORP + 650 / -550) relative to the combination of solutions No. 11 (with ORP + 650 / -550) 1.15 times.
Комбинация растворов кислотного и щелочного действия №25 характеризуется тем, что базовый технологический раствор кислотного действия дополнен ингредиентом K2S2O8 - 4.5%, а базовый технологический раствор щелочного действия дополнен ингредиентом КНСО3 - 3.5%. Введение дополнительных ингредиентов позволило повысить эффективность комбинации растворов №25 (при ОВП +650 / -550) по отношению к комбинации растворов №11 (при ОВП +650 / -550) в 1.35 раза.The combination of acidic and alkaline solutions No. 25 is characterized by the fact that the basic technological solution of acidic action is supplemented with the ingredient K 2 S 2 O 8 - 4.5%, and the basic technological solution of alkaline action is supplemented with the ingredient KNSO 3 - 3.5%. The introduction of additional ingredients made it possible to increase the efficiency of the combination of solutions No. 25 (with ORP +650 / -550) relative to the combination of solutions No. 11 (with ORP +650 / -550) 1.35 times.
Комбинация растворов кислотного и щелочного действия №26 характеризуется тем, что базовый технологический раствор кислотного действия дополнен ингредиентом (NH4)2S2O8 - 0.5%, а базовый технологический раствор щелочного действия дополнен ингредиентом NH4HCO3 - 0.5%. Введение дополнительных ингредиентов позволило повысить эффективность комбинации растворов №26 (при ОВП +650 / -550) по отношению к комбинации растворов №11 (при ОВП +650 / -550) в 1.15 раза.The combination of acid and alkaline solutions No. 26 is characterized by the fact that the basic technological solution of the acidic action is supplemented with the ingredient (NH 4 ) 2 S 2 O 8 - 0.5%, and the basic technological solution of the alkaline action is supplemented with the ingredient NH 4 HCO 3 - 0.5%. The introduction of additional ingredients made it possible to increase the effectiveness of the combination of solutions No. 26 (with ORP + 650 / -550) relative to the combination of solutions No. 11 (with ORP + 650 / -550) 1.15 times.
Комбинация растворов кислотного и щелочного действия №27 характеризуется тем, что базовый технологический раствор кислотного действия дополнен ингредиентом (NH4)2S2O8 - 6.0%, а базовый технологический раствор щелочного действия дополнен ингредиентом NH4HCO3 - 3.0%. Введение дополнительных ингредиентов позволило повысить эффективность комбинации растворов №27 (при ОВП +650 / -550) по отношению к комбинации растворов №11 (при ОВП +650 / -550) в 1.38 раза.The combination of acidic and alkaline solutions No. 27 is characterized in that the basic technological solution of acidic action is supplemented with the ingredient (NH 4 ) 2 S 2 O 8 - 6.0%, and the basic technological solution of alkaline action is supplemented with the ingredient NH 4 HCO 3 - 3.0%. The introduction of additional ingredients made it possible to increase the efficiency of the combination of solutions No. 27 (with ORP +650 / -550) in relation to the combination of solutions No. 11 (with ORP +650 / -550) 1.38 times.
Анализ таблиц 14 и 15 показывает, что введение дополнительных ингредиентов в растворы кислотного и щелочного действия позволяет повысить эффективность воздействия растворов на кольматирующие глинистые образования. Однако, это усложняет и удорожает изготовление растворов. Поэтому, автором принято решение описать комбинации растворов №№16-27, как частные варианты реализации заявленного изобретения.Analysis of tables 14 and 15 shows that the introduction of additional ingredients in solutions of acid and alkaline action allows to increase the effectiveness of the effects of solutions on clogging clay formations. However, this complicates and increases the cost of manufacturing solutions. Therefore, the author decided to describe the combination of solutions No. 16-27, as particular embodiments of the claimed invention.
В таблице 16 представлена зависимость количества (в %) удаленных кольматирующих образований от величины ОВП воды для технологических растворов кислотного действия (№ растворов 28 и 29) и для технологических растворов щелочного действия (№ растворов 30 и 31).Table 16 presents the dependence of the number (in%) of the clogging formations removed from the ORP value of water for acidic process solutions (No. of solutions 28 and 29) and for alkaline technological solutions (No. of solutions 30 and 31).
Растворы №№28 и 29 характеризуются тем, что состоят из NaHSO4 (10 и 15%), ПАВ (0.3%) и воды (остальное).Solutions No. 28 and 29 are characterized by the fact that they consist of NaHSO 4 (10 and 15%), surfactants (0.3%) and water (the rest).
Анализ таблицы 16 показывает, что по сравнению с комбинацией растворов №27 (при ОВП +650 / -550) эффективность воздействия раствора №28 (при ОВП +650) на кольматирующие глинистые образования в 3 раза ниже. А эффективность воздействия раствора №29 (при ОВП +650) на кольматирующие глинистые образования в 2.74 раза ниже.Analysis of table 16 shows that compared with the combination of solutions No. 27 (with ORP +650 / -550), the effectiveness of the effect of solution No. 28 (with ORP +650) on clogging clayey formations is 3 times lower. And the effectiveness of the impact of the solution number 29 (with ORP + 650) on clogging clay formations is 2.74 times lower.
В таблице 16 также представлены растворы щелочного действия №№30 и 31. Растворы №№30 и 31 характеризуются тем, что состоят из NaHCO3 (10 и 15%), ПАВ (0.3%) и воды (остальное).Table 16 also presents solutions of alkaline action Nos. 30 and 31. Solutions Nos. 30 and 31 are characterized by the fact that they consist of NaHCO 3 (10 and 15%), surfactants (0.3%) and water (the rest).
Анализ таблицы 16 показывает, что по сравнению с комбинацией растворов №27 (при ОВП +650 / -550) эффективность воздействия раствора №30 (при ОВП -550) на кольматирующие глинистые образования в 4.1 раза ниже. А эффективность воздействия раствора №31 (при ОВП -550) на кольматирующие глинистые образования в 3.75 раза ниже.Analysis of table 16 shows that compared with the combination of solutions No. 27 (with ORP +650 / -550), the effectiveness of the effect of solution No. 30 (with ORP -550) on clogging clayey formations is 4.1 times lower. And the effectiveness of the impact of solution No. 31 (with ORP -550) on clogging clay formations is 3.75 times lower.
В таблицах 7-10 представлены ингредиентный и количественный состав комбинации растворов кислотного и щелочного действия №№32-55 для реагентной обработки скважин.Tables 7-10 present the ingredient and quantitative composition of the combination of acid and alkaline solutions Nos. 32-55 for reagent treatment of wells.
В комбинации растворов №№32 и 33 дополнительно введен ингредиент кислотного действия K2Cr2O7.In the combination of solutions Nos. 32 and 33, the acidic ingredient K 2 Cr 2 O 7 was added.
В комбинации растворов №№34 и 35 дополнительно введен ингредиент кислотного действия K2S2O8.In the combination of solutions Nos. 34 and 35, the acidic ingredient K 2 S 2 O 8 is additionally introduced.
В комбинации растворов №№36 и 37 дополнительно введен ингредиент кислотного действия (NH4)2S2O8.In the combination of solutions Nos. 36 and 37, the acidic ingredient (NH 4 ) 2 S 2 O 8 is additionally introduced.
В комбинации растворов №№38 и 39 дополнительно введен ингредиент кислотного действия K2Cr2O7.In the combination of solutions No. 38 and 39, the acidic ingredient K 2 Cr 2 O 7 is additionally introduced.
В комбинации растворов №№40 и 41 дополнительно введен ингредиент кислотного действия K2S2O8.In the combination of solutions Nos. 40 and 41, the acidic ingredient K 2 S 2 O 8 is additionally introduced.
В комбинации растворов №№42 и 43 дополнительно введен ингредиент кислотного действия (NH4)2S2O8.In the combination of solutions Nos. 42 and 43, the acidic ingredient (NH 4 ) 2 S 2 O 8 is additionally introduced.
В комбинации растворов №№44 и 45 дополнительно введен ингредиент щелочного действия КОН.In the combination of solutions Nos. 44 and 45, an ingredient of alkaline action KOH was added.
В комбинации растворов №№46 и 47 дополнительно введен ингредиент щелочного действия КНСО3.In the combination of solutions Nos. 46 and 47, an ingredient of the alkaline action of KHCO 3 is added.
В комбинации растворов №№48 и 49 дополнительно введен ингредиент щелочного действия NH4HCO3.In the combination of solutions Nos. 48 and 49, the alkaline ingredient NH 4 HCO 3 is added.
В комбинации растворов №№50 и 51 дополнительно введен ингредиент щелочного действия КОН.In the combination of solutions Nos. 50 and 51, the alkali action ingredient KOH was added.
В комбинации растворов №№52 и 53 дополнительно введен ингредиент щелочного действия КНСО3.In the combination of solutions Nos. 52 and 53, an alkaline ingredient of the KHCO 3 was added.
В комбинации растворов №№54 и 55 дополнительно введен ингредиент щелочного действия NH4HCO3.In the combination of solutions Nos. 54 and 55, an alkaline ingredient, NH 4 HCO 3, was added.
Указанные комбинации растворов №№32-55 являются частными вариантами реализации заявленного изобретения.These combinations of solutions No. 32-55 are private options for implementing the claimed invention.
Экспериментальные исследования показали, что введение дополнительных ингредиентов позволяет повысить эффективность воздействия базовых растворов на кольматирующие глинистые образования в 1.1-1.27 раза.Experimental studies have shown that the introduction of additional ingredients can increase the effectiveness of the effect of base solutions on clogging clay formations 1.1-1.27 times.
При разработке изобретения были проведены экспериментальные исследования по влиянию изменения ОВП воды на эффективность технологических растворов - аналогов.During the development of the invention, experimental studies were conducted on the effect of changing the ORP of water on the effectiveness of process solutions - analogues.
В таблицах 17 и 18 представлены зависимости количества (в %) удаленных кольматирующих образований от величины ОВП воды для технологического раствора на основе 4,4-диметил-1,3-диоксана, уксусной кислоты и метанола (аналог, патент РФ 2360941, опубликованный 2009.07.09).Tables 17 and 18 show the dependences of the amount (in%) of clogging formations removed on the amount of water ORP for a process solution based on 4,4-dimethyl-1,3-dioxane, acetic acid and methanol (analogue, RF patent 2360941 published 2009.07. 09).
В таблицах 17 и 18 представлены растворы 56-59. Растворы содержат 4,4-диметил-1,3-диоксан, уксусную кислоту, метанол и воду.In tables 17 and 18 presents solutions 56-59. Solutions contain 4,4-dimethyl-1,3-dioxane, acetic acid, methanol and water.
Раствор 56 содержит, мас. %:Solution 56 contains, by weight. %:
4,4-диметил-1,3-диоксан - 4;4,4-dimethyl-1,3-dioxane - 4;
уксусная кислота СН3СООН - 8;acetic acid CH 3 COOH - 8;
метанол СН3ОН - 4;methanol CH 3 OH - 4;
вода - остальное.water - the rest.
Раствор 57 содержит, мас. %:Solution 57 contains, by weight. %:
4,4-диметил-1,3-диоксан - 6;4,4-dimethyl-1,3-dioxane - 6;
уксусная кислота СН3СООН - 10;acetic acid CH 3 COOH - 10;
метанол СН3ОН - 10;methanol CH 3 OH - 10;
вода - остальное.water - the rest.
Раствор 58 содержит, мас. %:Solution 58 contains, by weight. %:
4,4-диметил-1,3-диоксан - 4;4,4-dimethyl-1,3-dioxane - 4;
уксусная кислота СН3СООН - 10;acetic acid CH 3 COOH - 10;
метанол СН3ОН - 10;methanol CH 3 OH - 10;
вода - остальное.water - the rest.
Раствор 59 содержит, мас. %:Solution 59 contains, by weight. %:
4,4-диметил-1,3-диоксан - 6;4,4-dimethyl-1,3-dioxane - 6;
уксусная кислота СН3СООН - 8;acetic acid CH 3 COOH - 8;
метанол СН3ОН - 4;methanol CH 3 OH - 4;
вода - остальное.water - the rest.
Анализ таблицы 17 показывает, что изменение ОВП воды в растворах с +200 мВ до +750 мВ увеличивает эффективность воздействия растворов на кольматирующие глинистые образования в среднем в 1.5 раза.Analysis of table 17 shows that changing the ORP of water in solutions from +200 mV to +750 mV increases the effectiveness of the effect of solutions on clogging clay formations on average 1.5 times.
Анализ таблицы 18 показывает, что изменение ОВП воды в растворах с +200 мВ до -700 мВ практически не изменяет эффективность воздействия растворов на кольматирующие глинистые образования. При этом, в экспериментах наблюдалось некоторое снижение эффективности растворов, использующих воду с ОВП от -550 до -700 мВ.Analysis of table 18 shows that the change in the ORP of water in solutions from +200 mV to -700 mV practically does not change the effectiveness of the effect of solutions on clogging clayey formations. At the same time, in experiments there was a slight decrease in the effectiveness of solutions using water with ORP from -550 to -700 mV.
В процессе исследований установлено, что при существенном увеличением количества кислоты в технологическом растворе прирост эффективности от применения воды с высоким положительным значением ОВП снижается, а для некоторых технологических растворов прироста эффективности нет.In the process of research, it was found that with a significant increase in the amount of acid in the process solution, the efficiency gain from using water with a high positive AFP value decreases, and for some process solutions there is no increase in efficiency.
Так, в авторском свидетельстве СССР №911939, опубликованном 10.04.2000, описан раствор для обработки призабойной зоны пласта.Thus, the author's certificate of the USSR No. 911939, published 04/10/2000, describes a solution for the treatment of the bottomhole formation zone.
Раствор содержит, мас. %:The solution contains, by weight. %:
кремнефтористоводородная кислота - 5-45;fluorosilicic acid - 5-45;
шестиводный кристаллогидрат хлористого алюминия - 0,04-0,35;aluminum chloride hexahydrate - 0.04-0.35;
вода - Остальное.water - the rest.
В таблице 19 представлена зависимость количества (в %) удаленных кольматирующих образований от величины ОВП воды для технологического раствора на основе кремнефтористоводородной кислоты и хлористого алюминия (АС СССР №911939).Table 19 presents the dependence of the number (in%) of remote clogging formations on the size of the water redox potential for a process solution based on fluorosilicic acid and aluminum chloride (AS USSR No. 911939).
В таблице 19 представлены растворы 36-39.Table 19 presents solutions 36-39.
Раствор 36 содержит, мас. %:Solution 36 contains, by weight. %:
кремнефтористоводородная кислота - 20;fluorosilicic acid - 20;
шестиводный кристаллогидрат хлористого алюминия - 0.35;aluminum chloride hexahydrate - 0.35;
вода - остальное.water - the rest.
Раствор 37 содержит, мас. %:Solution 37 contains, by weight. %:
кремнефтористоводородная кислота - 30;fluorosilicic acid - 30;
шестиводный кристаллогидрат хлористого алюминия - 0.35;aluminum chloride hexahydrate - 0.35;
вода - остальное.water - the rest.
Раствор 38 содержит, мас. %:Solution 38 contains, by weight. %:
кремнефтористоводородная кислота - 40;fluorosilicic acid - 40;
шестиводный кристаллогидрат хлористого алюминия - 0.35;aluminum chloride hexahydrate - 0.35;
вода - остальное.water - the rest.
Раствор 39 содержит, мас. %:Solution 39 contains, by weight. %:
кремнефтористоводородная кислота - 45;fluorosilicic acid - 45;
шестиводный кристаллогидрат хлористого алюминия - 0.35;aluminum chloride hexahydrate - 0.35;
вода - остальное.water - the rest.
Анализ таблицы 19 показывает, что с увеличением содержания кислоты в растворе влияние изменения ОВП воды на эффективность воздействия раствора на кольматирующие глинистые образования исчезает.Analysis of table 19 shows that with an increase in the acid content in the solution, the effect of the change in the ORP of water on the effect of the solution on clogging clayey formations disappears.
Из вышеизложенного можно сделать вывод о том, что цель изобретения достигается, обеспечивается повышение эффективности удаления кольматирующих образований при реагентной обработке скважины и освоения скважины в целом.From the foregoing, it can be concluded that the purpose of the invention is achieved, an increase in the efficiency of removal of clogging formations during the reagent treatment of the well and development of the well as a whole is ensured.
Достигаются технические результаты:Technical results achieved:
обеспечивается существенное увеличение процента удаленных кольматирующих образований при реагентной обработке скважины, включающей последовательную закачку в пласт технологических растворов с противоположными значениями среды по водородному показателю рН, за счет подбора ингредиентов кислотного и щелочного действия и использования воды для технологических растворов кислотного и щелочного действия насыщенной соответственно протонами и электронами;Provides a significant increase in the percentage of remote clogging formations in the reagent treatment of the well, including sequential injection of process solutions with opposite values of the medium in terms of pH, through the selection of acidic and alkaline ingredients and the use of water for acidic and alkaline technological solutions saturated and respectively electrons;
сокращение процентного содержания реагентов кислотного и щелочного действия для эффективной реагентной обработки скважины.reducing the percentage of acid and alkaline reagents for effective reagent treatment of the well.
*) +100 / +100 - ОВП воды для технологического раствора кислотного действия / ОВП воды для технологического раствора щелочного действия.*) +100 / +100 - ORP of water for the technological solution of acid action / ORP of water for the technological solution of alkaline action.
**) +300 / -300 - ОВП воды для технологического раствора кислотного действия / ОВП воды для технологического раствора щелочного действия.**) +300 / -300 - ORP of water for the technological solution of acid action / ORP of water for the technological solution of alkaline action.
Claims (24)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018118039A RU2693056C1 (en) | 2018-05-16 | 2018-05-16 | Method for reagent processing of well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018118039A RU2693056C1 (en) | 2018-05-16 | 2018-05-16 | Method for reagent processing of well |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2693056C1 true RU2693056C1 (en) | 2019-07-01 |
Family
ID=67251979
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018118039A RU2693056C1 (en) | 2018-05-16 | 2018-05-16 | Method for reagent processing of well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2693056C1 (en) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5291950A (en) * | 1992-08-27 | 1994-03-08 | Petrosakh U.S.A. | Method of well treatment |
| RU2042803C1 (en) * | 1992-09-21 | 1995-08-27 | Валентин Тимофеевич Гребенников | Method for reagent treatment of well |
| RU2086760C1 (en) * | 1995-03-30 | 1997-08-10 | Валентин Тимофеевич Гребенников | Method for removing sedimentations from injection wells |
| RU2106484C1 (en) * | 1997-06-03 | 1998-03-10 | Валентин Тимофеевич Гребенников | Method for reagent treatment of well |
| RU2166626C1 (en) * | 2000-07-03 | 2001-05-10 | Гребенников Валентин Тимофеевич | Method of well reagent treatment |
-
2018
- 2018-05-16 RU RU2018118039A patent/RU2693056C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5291950A (en) * | 1992-08-27 | 1994-03-08 | Petrosakh U.S.A. | Method of well treatment |
| RU2042803C1 (en) * | 1992-09-21 | 1995-08-27 | Валентин Тимофеевич Гребенников | Method for reagent treatment of well |
| RU2086760C1 (en) * | 1995-03-30 | 1997-08-10 | Валентин Тимофеевич Гребенников | Method for removing sedimentations from injection wells |
| RU2106484C1 (en) * | 1997-06-03 | 1998-03-10 | Валентин Тимофеевич Гребенников | Method for reagent treatment of well |
| RU2166626C1 (en) * | 2000-07-03 | 2001-05-10 | Гребенников Валентин Тимофеевич | Method of well reagent treatment |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2581070C1 (en) | Using titanium coagulant for treatment of water-flooded oil reservoir | |
| RU2693056C1 (en) | Method for reagent processing of well | |
| Dremicheva | Studying the sorption kinetics on peat ions of iron (III) and copper (II) from wastewater | |
| RU2487235C1 (en) | Development method of wet carbonate formation | |
| RU2614994C1 (en) | Composition for acid treatment of bottom-hole terrigenous formation zone | |
| RU2711202C2 (en) | Method of limiting water influx in gas wells with abnormally low formation pressure | |
| RU2433260C1 (en) | Method of sour well intervention in terriogenous reservoir | |
| Rogatchev et al. | Technology of low-permeable polimictic reservoirs water-flooding with surfactant solutions | |
| RU2212529C1 (en) | Method of control of nonuniform oil formation permeability | |
| RU2382186C1 (en) | Oil production intensification method | |
| RU2609031C1 (en) | Composition of ion-modified water for increasing reservoir recovery | |
| EA030225B1 (en) | Method for development of a watered formation | |
| RU2143552C1 (en) | Method of treatment of bottom-hole formation zone of injection wells | |
| RU2109132C1 (en) | Method for increasing oil recovery from beds | |
| RU2619575C1 (en) | Method for development of water-flooded oil reservoir with unhomogeneous geologic structure | |
| RU2304706C2 (en) | Method of controlling development of nonuniform oil formation | |
| RU2086760C1 (en) | Method for removing sedimentations from injection wells | |
| RU2165013C1 (en) | Method of treating terrigenous and clay oil reservoirs | |
| Lobacheva et al. | Er (Iii) solvent sublation from dilute aqueous solutions | |
| EA035685B1 (en) | Method for developing watered oil reservoir | |
| RU2166622C1 (en) | Method of oil recovery increase from formation | |
| Gao et al. | Analysis of Reinjection Water to Improve Water-flooding Effect for Low-permeability Sandstone Reservoirs | |
| RU2191894C1 (en) | Method of oil formation development control | |
| Khodzhaev et al. | Development of Insulating Compositions for Watered Oil Wells to Improve the Environmental State of Oil Producing Regions | |
| RU2656293C1 (en) | Acid composition for treatment of bottomhole formation zone |