SU1074990A1 - Method of acid treatment of well - Google Patents
Method of acid treatment of well Download PDFInfo
- Publication number
- SU1074990A1 SU1074990A1 SU833568917A SU3568917A SU1074990A1 SU 1074990 A1 SU1074990 A1 SU 1074990A1 SU 833568917 A SU833568917 A SU 833568917A SU 3568917 A SU3568917 A SU 3568917A SU 1074990 A1 SU1074990 A1 SU 1074990A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- well
- solution
- hydrochloric acid
- treatment
- formation
- Prior art date
Links
Landscapes
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
Abstract
СПОСОБ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ СКВАЖИНЫ, включающий закачку в пласт раствора сол ной кислоты,- о ж л и чающийс тем, что, с целью увеличени глубины проникновени кислоты за счет понижени температуры раствора кислоты, перед закачкой в пласт раствора кислоты в него ввод т вещество с положительной теплотой растворени в водной среде. (Л 4 СО СОTHE METHOD FOR ACID TREATMENT OF A WELL, including injection into the reservoir of a hydrochloric acid solution, is due to the fact that in order to increase the penetration depth of the acid by lowering the temperature of the acid solution, a substance with a positive heat of dissolution in an aqueous medium. (L 4 CO WITH
Description
Изобретение относитс к эксплуатации водозаборов подземных вод, сис тем вертикального дренажа, а более конкретно к способам обработки скважин, каптирукоцих карбонатные водосодержа1дие породы. Известен способ кислотной обработ ки скважин, каптирующих карбонатные водосодержащие породы, путем циклической закачки кислоты в пласт 1. Недостатком этого способа вл етс низка эффективность обработки обусловленна неглубоким проникновением кислоты в пласт. Наиболее близким к изобретению в л етс способ кислотной обработки скважины, включающий закачку в пласт раствора сол ной кислоты-. Способ пред полагает что, кроме того, после каждого цикла кислотной обработки в пласт закачивают раствор реагента образующего с карбонатными породами слаборастворимые или нерастворимые в кислоте соединени , концентраци реагента и его объем подбираютс таким образом, чтобы пленка пассивированных карбонатных пород занимала большую часть зоны, обработанной .кислотой в предыдущем цикле, в качестве пассивирующих реагентов в зависимости от структуры и литологичес кого состава карбонатных пород используют 3 - 5%-ный раствор Ш ЗОлКлк 10%-ный раствор . При их Ъзаимодействии с карбонатными породами образуютс слаборастворимые и нераст воримые соединени в виде CaSQ, и CaSiOgUl. Недостатком известного способа обработки скважин вл етс сравнительно незначительна дальность проникновени раствора сол ной кис- . лоты в пласт, обусловленна образованием тонкодисперсного студнеобразного аморфно-кристаллического осадка солей кальци (силиката кальци , сульфата кальци ), кольматирующего трещины карбонатных пород, что затрудн ет проникновение растворител в пласт. Цель изобретени - увеличение глубины проникновени кислоты за счет понижени температуры раствора кислоты. Поставленна цель достигаетс тем, что согласно способу кислотой обработки скважины, включающему закачку в пласт раствора сол ной кислоты, перед закачкой в пласт раствора кислоты в него ввод т вещество с положительной теплотой растворени в водной среде. В качестве веществ с положительной теплотой растворени может быть использован р д веществ, например, (NH4)C204-H O, KNOg, , , NaNOj и др. их растворение в растворе сол ной,кислоты сопровождаетс понижением температуры раствора сол ной кислоты, что обеспечивает уменьшение скорости растворени карбонатных пород и как следствие этого - увеличение дальности проникновени раствора сол ной кислоты в карбонатные породы. Данные о зависимости уменьшени скорости растворени карбоната кальци в растворе сол ной кислоты от введени веществ с положительной теплотой растйорени в водной среде представлены в табл.1. Таблица 1The invention relates to the operation of groundwater intakes, vertical drainage systems, and more specifically to methods for treating wells that contain carbonate water. The known method of acid treatment of wells that capture carbonate water-containing rocks by cyclic injection of acid into the formation 1. The disadvantage of this method is the low treatment efficiency due to the shallow penetration of acid into the formation. Closest to the invention is a method of acidizing a well, which involves injecting a solution of hydrochloric acid into the formation. The method assumes that, after each acid treatment cycle, a solution of the reagent forming poorly soluble or acid-insoluble compounds with carbonate rocks is pumped into the formation, the concentration of the reagent and its volume are selected so that the film of passivated carbonate rocks occupies most of the treated zone. acid in the previous cycle, as a passivating reagent, depending on the structure and lithologic composition of carbonate rocks, use 3–5% solution of К ZOlclc 10% solution. When they interact with carbonate rocks, poorly soluble and insoluble compounds are formed in the form of CaSQ and CaSiOgUl. A disadvantage of the known well treatment method is the relatively small penetration distance of the hydrochloric acid solution. Lots into the reservoir, due to the formation of a fine gelatinous amorphous-crystalline sediment of calcium salts (calcium silicate, calcium sulfate), clogging carbonate fractures, which makes it difficult for the solvent to penetrate into the reservoir. The purpose of the invention is to increase the penetration depth of the acid by lowering the temperature of the acid solution. The goal is achieved by the method of acid treatment of the well, including the injection of hydrochloric acid solution into the formation, before the injection of the acid solution into the formation, a substance is introduced with a positive heat of solution in an aqueous medium. As substances with a positive heat of dissolution, a number of substances can be used, for example, (NH4) C204-H O, KNOg,,, NaNOj, etc. Their dissolution in hydrochloric acid solution is accompanied by lowering the temperature of the hydrochloric acid solution, which ensures a decrease in the dissolution rate of carbonate rocks and, as a result, an increase in the range of penetration of the hydrochloric acid solution into carbonate rocks. Data on the dependence of the decrease in the rate of dissolution of calcium carbonate in a solution of hydrochloric acid on the introduction of substances with a positive heat of solution in an aqueous medium are presented in Table 1. Table 1
20 20, 20 020 20, 20 0
0,017 0,017
2,52.5
4,6 10 0,014 0,012 4.6 10 0.014 0.012
6,3 15 0,0106.3 15 0.010
U,5 20 Как видно из табл. 1, введение в раствор сол ной кислоты веществ с положительной теплотой растворени в пределах концентраций от 20 до 30% обеспечивает уменьшение скорости растворени карбоната кальци в pact воре сол ной кислоты от 120 до 440% путем понижени температуры раствора сол ной кислоты на 11,5-26,. На чертеже показана схема осущест лени предлагаемого способа обработки скважин, каптирующих карбонатные водосодержащие породы. В скважине 1, каптирующей водосодержащие карбонатные породы 2, устанавливают реагентопровод 3, оборудованный в нижней части гидравлическим пакером 4. Реагентопровод 3 удерживаетс в скважине 1 при помощи опоры 5 . В гидравлический пакер 4 поU, 5 20 As can be seen from the table. 1, the introduction into the solution of hydrochloric acid substances with a positive heat of dissolution within concentrations from 20 to 30% provides a decrease in the rate of dissolution of calcium carbonate in the pact hydrochloric acid from 120 to 440% by decreasing the temperature of the hydrochloric acid solution by 11.5- 26 ,. The drawing shows the scheme of the implementation of the proposed method of treatment of wells, kaptiruyuschih carbonate water-containing rocks. In the well 1, the dripping carbonate rocks 2, a reagent line 3 is installed, equipped with a hydraulic packer 4 in the lower part. The reagent line 3 is kept in the well 1 by means of a support 5. In the hydraulic packer 4 on
1074990410749904
Продолжение табл. 1 трубопроводу 6 эакачивеиот жидкость ,и перекрывают вентиль 7. К верхней части реагентопровода 3 монтируют оголовок 8, оборудованный трубопроводом 9 дл сброса продуктов реакции с вентилем 10, манометром 11 и трубопроводом 12 с вентилем 13. Трубопровод 12 подключают к насосу 14, соединенному с емкостью 15 с раствором сол ной кислоты. В емкость 15 засыпгиот расчетное количество ввцества с положительной теплотой растворени , перемешивают раствор сол ной кислоты любым известным способом и при закрытом вентиле 10 и открытом вентиле 13 закачивают раствор в скважину 1. Возможно также введение порошкообразного вецества с положительной теплотой- рестворени в пласт непосредственно по реагентепроводу 3 любым известным способом, например эжектированием. После зака ки раствора вентиль 13 перекрывают. Врем окончани обработки контролируют любым известным способом. Посл окончани обработки оборудование демонтируют, монтируют водоподъемное оборудование и производ т прокачку скважины до полного удалени продуктов реакции из пласта. Пример. Скважина диаметром 300 мм каптирует водосодержагдие упинские известн ки до глубины 250 м. Статический уровень воды в скважине расположен на глубине 72 м Длина водоприемной части скважины 12 м. Дебит скважины за 14 лет эксплуатации снизилс с 160 до 45 В скважине устанавливают реагентопровод диаметром 100 мм, оборудован ный в нижней части пакером, изолиру щим водоприемную часть скважины. Реагентопровод через оголовок подключают к насосу, соединенному с ем кост ми с общим объемом раствора со л ной кислоты 25%-ной концентрации, равным б м- Температура подземных JBOn lO-c, раствора сол ной кислоты 20 С. В емкости с раствором сол ной кислоты концентрацией 25% и общим объемом 6 м записывают 1,.8 т порошкообразного нитрата кали и перемешивают при помощи сжатого воздуха . После понижени температуры раствора до 2°С его закачивают в пласт. Температура раствора в водоприемной части скважины и в призабойной зоне снизилась до 4,8 С. Общее врем обработки скважины, контролируемое по процессу газовьвде лени , составл ет 4ч. Дальность проникновени раствора сол ной кислоты в пласт определилась равной не менее 2,9 м, что подтверждаетс выделением газов из наблюдательной скважины, расположенной в кусте . наблюдательных скважин на зтом рассто нии . После обработки скважины оборудование демонтируют, монтируют водо подъемное оборудование и прокачивают скважину до полного удалени про дуктов реакции. Дебит скважины после обработки увеличилс до 200 MV-4. I Пример2. Процесс ведут ана логично примеру 1. Обработку скважи ны производ т с использованием в качестве вещества с положительной теплотой растворени хлористого аммони . Объем раствора сол ной кисло ты 6 м, количество вводимого хлористого аммони 1,2 т. Температура раствора после введени хлористого аммони снизилась , и после закачки раствора в пласт она составл ет в водоприемной части скважины и в прнзабойной зоне около 6°С. Дальность проникновени раствора сол ной кислоты в Пласт составл ет 2,2 м. Врем обработки скважины равно 3,5 ч. Дебит скважины в результате обработки увеличилс с 45 до 200 м /ч. Пример 3. Процесс ведут аналогично примеру 1. Обработку скважины производ т с использованием в качестве вещества с положительной теплотой растворени хлората кали . Объем раствора сол ной кислоты 6 м количество вводимого хлората кали 0,9 т. Температура раствора после введени хлората кали снизилась до 3,8°С и после закачки .раствора в пласт она составл ет в водоприемной части скважины и в призабойной зоне 5,8°С. Дальность проникновени раствора сол ной кислоты в пласт составл ет 2,15 м. Врем обработки скважины равно 4ч. Дебит скважины в результате обработки увеличилс с 45 до 205 . При мер 4. Процесс ведут аналогично примеру 1.Обработку скважины производ т с использованием в качестве вещества с положительной теплотой растворени хлората кали . Объем раствора сол ной кислоты 6 м количество вводимого хлората кали 1,5 т. Температура раствора после введени хлората кали снизилась до -2°С и после закачки раствора в пласт она составл ет в водоприемной части скважины и в призабойной зоне 4°С. Дальность проникновени раствора сол ной кислоты в пласт составл ет не менее 3,2 м. Врем обработки скважины равно 4,5 ч. Дебит скважины в результате обработки увеличилс с 45 до 235 мЗ/ч. Сравнительные данные, свидетельствующие о преимуществе предлагаемого способа по сравнению с известным, приведены в табл. 2. Таблица 2 Дебит скважины, при сдаче в эксплуатацию 160 160 перед обработкой45 45 после обработки 110 220 Дальность проникновени раствора со|Л ной кислоты в пласт, м1,0 2,9Continued table. 1, the pipeline 6 is pumped out of the liquid and the valve 7 is closed. To the upper part of the reactant pipe 3, a tip 8 is installed, equipped with a pipeline 9 to discharge reaction products with the valve 10, a pressure gauge 11 and a pipeline 12 with a valve 13. The pipeline 12 is connected to a pump 14 connected to the tank 15 with hydrochloric acid solution. Into the tank 15, the estimated amount of injection with positive heat of dissolution is mixed, the solution of hydrochloric acid is stirred in any known manner and with the valve 10 closed and valve 13 open, the solution is pumped into the well 1. It is also possible to introduce a powder with positive heat dissolution into the formation directly along the conductor line 3 by any known method, for example by ejection. After ordering the solution, the valve 13 is closed. The end time of the treatment is controlled by any known method. After the end of the treatment, the equipment is dismantled, the water-lifting equipment is mounted and the well is pumped until the reaction products are completely removed from the formation. Example. A well with a diameter of 300 mm absorbs water limestones up to 250 m in depth. The static water level in the well is located at a depth of 72 m. The length of the water receiving part of the well is 12 m. The flow rate of the well has decreased from 160 to 45 in 14 years. equipped in the lower part with a packer isolating the water intake part of the well. The reagent line through the tip is connected to a pump connected to its bridges with a total volume of 25% concentration of saline acid, equal to 6 m. The temperature of underground JBOn lO-c, hydrochloric acid solution is 20 C. In a tank with a saline solution Acids with a concentration of 25% and a total volume of 6 m are recorded with 1, .8 tons of powdered potassium nitrate and mixed with compressed air. After reducing the temperature of the solution to 2 ° C, it is pumped into the reservoir. The temperature of the solution in the water intake part of the well and in the bottomhole zone decreased to 4.8 C. The total time of treatment of the well, controlled by the gas injection process, is 4 hours. The range of penetration of the hydrochloric acid solution into the reservoir was determined to be not less than 2.9 m, which is confirmed by the release of gases from an observation well located in the cluster. observation wells at this distance. After the well treatment, the equipment is dismantled, the water-lifting equipment is mounted, and the well is pumped through until the reaction products are completely removed. The flow rate after treatment increased to 200 MV-4. I Example2. The process is carried out similarly to example 1. The well treatment is carried out using ammonium chloride as a substance with a positive heat of solution. The volume of hydrochloric acid solution is 6 m, the amount of ammonium chloride injected is 1.2 tons. The solution temperature after the introduction of ammonium chloride decreased, and after injection of the solution into the reservoir, it is about 6 ° C in the downhole part of the well and in the bottom hole zone. The penetration distance of the hydrochloric acid solution into the reservoir is 2.2 m. The treatment time for the well is 3.5 hours. The flow rate of the well as a result of the treatment has increased from 45 to 200 m / h. Example 3. The process is carried out analogously to example 1. The well is treated using potassium chlorate as a substance with positive heat of dissolution. The volume of the hydrochloric acid solution of 6 m, the amount of potassium chlorate injected is 0.9 tons. The solution temperature after the introduction of potassium chlorate decreased to 3.8 ° C and after injection of the solution into the formation it is in the water intake part of the well and in the bottom hole zone 5.8 ° s The penetration distance of the hydrochloric acid solution into the reservoir is 2.15 m. The well treatment time is 4 hours. The flow rate from the treatment increased from 45 to 205. Example 4. The process is carried out analogously to example 1. The well is processed using potassium chlorate as a substance with positive heat of dissolution. The volume of the solution of hydrochloric acid 6 m, the amount of potassium chlorate injected is 1.5 tons. The temperature of the solution after the introduction of potassium chlorate decreased to -2 ° C and after injection of the solution into the formation it is 4 ° C in the well receiving part of the well. The penetration distance of the hydrochloric acid solution into the reservoir is not less than 3.2 m. The well treatment time is 4.5 hours. The flow rate of the well is increased from 45 to 235 m3 / h. Comparative data indicating the advantage of the proposed method in comparison with the known, are given in table. 2. Table 2 Well flow rate, when commissioned 160 160 before processing 45 45 after treatment 110 220 The range of penetration of the solution with | N acid into the reservoir, m1.0 2.9
Продолжегние табл. 2Long table 2
Врем обработки, ч Processing time, h
Дополнительное количество воды, отбираемое за счет обработки, мЗ/ч Additional amount of water taken due to treatment, m3 / h
Предлагаемый способ по сравнению с известным при условии совпадени известного с базовым объектом обеспечивает увеличение дгшьности проникновени раствора сол ной кислоты в пласт с 1,0 до 2,9 м за счет уменьшени скорости растворени карбонатных пород путем понижени температуры раствора сол ной кислоты. Это позвол ет увеличить дополнительное количество воды, отбираемой за счет обработки, с 65 до 175 при сокращении времени обработки более чем в 2 раза.The proposed method, in comparison with the known, provided that the known base object coincides, provides an increase in the penetration rate of the hydrochloric acid solution into the formation from 1.0 to 2.9 m by reducing the rate of dissolution of carbonate rocks by lowering the temperature of the hydrochloric acid solution. This allows an additional amount of water withdrawn due to treatment to be increased from 65 to 175, with a reduction in treatment time of more than 2 times.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU833568917A SU1074990A1 (en) | 1983-03-29 | 1983-03-29 | Method of acid treatment of well |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU833568917A SU1074990A1 (en) | 1983-03-29 | 1983-03-29 | Method of acid treatment of well |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1074990A1 true SU1074990A1 (en) | 1984-02-23 |
Family
ID=21055344
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU833568917A SU1074990A1 (en) | 1983-03-29 | 1983-03-29 | Method of acid treatment of well |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1074990A1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN103234861A (en) * | 2013-05-13 | 2013-08-07 | 西南石油大学 | Acid-rock reaction rate dynamic test device and calculation method |
-
1983
- 1983-03-29 SU SU833568917A patent/SU1074990A1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
1. Авторское свидетельство СССР 185304, кл. Е 21 В 43/27, 1964. 2. Авторское свидетельство СССР 623956, кл. Е 21 В 43/27, 1978 (прототип). * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN103234861A (en) * | 2013-05-13 | 2013-08-07 | 西南石油大学 | Acid-rock reaction rate dynamic test device and calculation method |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US2094479A (en) | Treatment of wells | |
CA2744556C (en) | Methods of treating the near-wellbore zone of the reservoir | |
RU2373385C1 (en) | Method for treatment of well bottom zones of production wells | |
CN107905844B (en) | Halogen method is arranged in salt mine old chamber Quan Caidong space gas injection | |
US3707192A (en) | Two-stage injection of acid-producing chemicals for stimulating wells | |
US20060142166A1 (en) | Method using particulate chelates to stimulate production of petroleum in carbonate formations | |
CN105683330A (en) | Carbonate-based slurry fracturing with solid acid for unconventional reservoir | |
US11739256B2 (en) | Treatment of subterranean formations | |
CN103911139B (en) | Capsule parcel solid hydrochloric acid preparation method | |
CN105370260B (en) | A kind of spontaneous hydrochloric acid acidization tool suitable for carbonate reservoir | |
US3954636A (en) | Acidizing fluid for stimulation of subterranean formations | |
SU1074990A1 (en) | Method of acid treatment of well | |
RU2349743C1 (en) | Method of extraction of high viscosity oil from carbonate collectors | |
RU2288358C2 (en) | Method for processing bottomhole zone of formation composed of carbonate rocks with oil resources complicated to extract | |
RU2456444C2 (en) | Acid treatment method of bottom-hole oil formation zone | |
RU2726089C1 (en) | Method of processing gas wells of underground gas storages | |
US4342484A (en) | Well stimulation for solution mining | |
GB933905A (en) | Recovery of fluids from underground formations | |
US3924685A (en) | Method for oil recovery | |
SU1620618A1 (en) | Method of treating bottom-hole zone of flooded high-temperature oil-bearing formation | |
RU2192541C2 (en) | Method of fresh water shutoff in wells of deposits of high-viscosity oils and native bitumens | |
RU2756823C1 (en) | Enhanced oil recovery method | |
RU2728401C1 (en) | Acid treatment method of productive formation | |
RU2261323C1 (en) | Treatment method for bottomhole area of terrigenous bed of gas well under abnormal low pressure | |
US2693855A (en) | Simultaneous acidizing of sandstone oil wells and sealing off bottom water |