SU724702A1 - Composition for treating non-homogeneous producing formation - Google Patents
Composition for treating non-homogeneous producing formation Download PDFInfo
- Publication number
- SU724702A1 SU724702A1 SU782690010A SU2690010A SU724702A1 SU 724702 A1 SU724702 A1 SU 724702A1 SU 782690010 A SU782690010 A SU 782690010A SU 2690010 A SU2690010 A SU 2690010A SU 724702 A1 SU724702 A1 SU 724702A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- composition
- formation
- surfactant
- homogeneous
- treating non
- Prior art date
Links
Description
1one
Изобретение относитс к нефтедобывающей промышленности, в частности к обработке продуктивных пластов физико-химическим воздействием.The invention relates to the oil industry, in particular to the processing of productive layers by physicochemical effects.
Известен состав дл обработки пластов, содержащий кислоту и поверхностно-активное вещество {.A known composition for treating formations, containing acid and surfactant {.
Его применение св зано с созданием на устье скважины больших давлений, что очень трудоемко.Its use is associated with the creation of high pressures at the wellhead, which is very laborious.
Известен состав дл обработки неоднородного продуктивного пласта, содержащий поверхностно-активное вещество и воду. Известный состав закачивают в пласт и продавливают его газом, в результате чего в пласте образуетс пена 2.A composition for treating a heterogeneous reservoir, containing a surfactant and water, is known. A known composition is pumped into the formation and pressurized with gas, with the result that foam 2 is formed in the formation.
Недостатком применени состава дл закупорки высокопроницаемых пропластков вл ютс чрезмерно высокие перепады давлени в процессе нагнетани газа.The disadvantage of using the composition for blocking highly permeable interlayers is excessively high pressure drops during gas injection.
Целью изобретени вл етс повышение пенообразующих свойств состава при закупорке высокопроницаемых зон пласта и последующего улучщени их очистки.The aim of the invention is to increase the foaming properties of the composition when blocking high-permeability zones of the formation and the subsequent improvement of their cleaning.
Указанна цель достигаетс тем, что предлагаемый состав дополнительно содержит хлористый аммоний и азотистокислый натрий при следующем соотношении компонентов , вес. %:This goal is achieved by the fact that the proposed composition additionally contains ammonium chloride and sodium nitrite in the following ratio of components, weight. %:
Поверхностно-активное вещество, например сульфонол ПП-10,1-2,0Surfactant, for example sulfonol PP-10.1-2.0
Хлористый аммоний7,0-30,0Ammonium Chloride7.0-30.0
Азотистокислый натрий 9,1-39,0Sodium Nitrate 9.1-39.0
ВодаОстальноеWaterEverything
Предлагаемый состав приготавливают смешением указанных компонентов в приведенном соотношении.The proposed composition is prepared by mixing these components in the above ratio.
Он имеет низкую в зкость, примерно равную в зкости воды. Дл нагнетани состава в пласт не требуетс создани высоких давлений. Из-за низкой в зкости состав поступает, в основном, в высокопроницаемые зоны. В процессе движени по пласту он нагреваетс и при достижении температуры 70°С вход щие в него компоненты начинают разлагатьс :It has a low viscosity approximately equal to that of water. High pressure is not required to inject the composition into the formation. Due to its low viscosity, the composition mainly enters high-permeability zones. As it moves through the reservoir, it heats up and when the temperature reaches 70 ° C, its constituents begin to decompose:
NH4Cl-f-NaNO, NaCl-f 2H2O+Nj t NH4Cl-f-NaNO, NaCl-f 2H2O + Nj t
Выдел ющийс газообразный азот газирует водный раствор поверхностно-активного вещества одноврел енно во всем объемеThe released nitrogen gas aerates the aqueous solution of surfactant simultaneously in the entire volume.
с образованием пены, что приводит к резкому снижению приемистости высокопроницаемых пропластков и позвол ет беспреп тствеиио обрабатывать рабочим агентом, например кислотой, низкопроницаемые пропластки .with the formation of foam, which leads to a sharp decrease in the injectivity of highly permeable interlayers and allows for a low permeable interlayer to be treated with a working agent, such as an acid.
После обработки пласта рабочим агентом через 0,5-2 ч пена, образованна в высокопроницаемых пропластках, разлагаетс с выделением азота в свободную фазу.After the formation has been treated with a working agent, after 0.5-2 hours, the foam formed in highly permeable seams decomposes with release of nitrogen into the free phase.
При создании депрессии на пласт (в процессе пуска скважины в работу) свободный азот резко увеличивает скорость движени флюида к забою скважины, что способствует быстрому и полному удалению из пласта продуктов реакции, и том числе и нерастворимых твердых частиц породы.When creating a depression in the reservoir (during the commissioning of a well), free nitrogen dramatically increases the velocity of the fluid to the bottom of the well, which facilitates the rapid and complete removal of reaction products from the formation, including insoluble solid particles of rock.
Дл испытаний приготовлено шесть смесей , состав которых (вес. %) приведен в таблице.For tests, six mixtures were prepared, the composition of which (wt.%) Is given in the table.
Опыты провод т в следующей последовательности .The experiments were carried out in the following sequence.
Керн, насыщенный дистиллированной водой , помещают в термостатирующую жидкость и выдерживают при температуре 64- 66°С в течение 1 ч. Затем при этих же температурах закачивают в керн указанные в таблице смеси в количестве трех поровых объемов. После этого медленно нагревают термостатирующую жидкость до 70-73°С.The core, saturated with distilled water, is placed in a thermostatic liquid and maintained at a temperature of 64-66 ° C for 1 hour. Then, at the same temperatures, the mixtures indicated in the table in the amount of three pore volumes are pumped into the core. After this, the thermostatting liquid is slowly heated to 70-73 ° C.
По достижении этих температур вытесн ют смеси из керна водой при тех же температурах . Замер ют перепад давлени на керне при задавливании смесей в поровое проCTpaHctBO и при вытеснении их из керна.When these temperatures are reached, the mixture is forced out of the core with water at the same temperatures. The pressure drop across the core was measured when the mixture was pushed into the pore ProCTpaHctBO and displaced from the core.
В результате испытаний установлено, что предложенный пенообразующий состав обеспечивает высокую эффективность временной закупорки высокопроницаемого пласта , а также быстрое и практически полное восстановление проницаемости в процессе вытеснени состава из пласта.As a result of the tests, it has been established that the proposed foaming composition provides high efficiency of temporary blockage of a highly permeable formation, as well as a fast and almost complete restoration of permeability during the process of displacing the composition from the formation.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU782690010A SU724702A1 (en) | 1978-08-07 | 1978-08-07 | Composition for treating non-homogeneous producing formation |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU782690010A SU724702A1 (en) | 1978-08-07 | 1978-08-07 | Composition for treating non-homogeneous producing formation |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU724702A1 true SU724702A1 (en) | 1980-03-30 |
Family
ID=20795843
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU782690010A SU724702A1 (en) | 1978-08-07 | 1978-08-07 | Composition for treating non-homogeneous producing formation |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU724702A1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN110272726A (en) * | 2019-07-08 | 2019-09-24 | 山东滨州昱诚化工科技有限公司 | A kind of foaming row's of the returning agent of oil field fracturing and its application |
-
1978
- 1978-08-07 SU SU782690010A patent/SU724702A1/en active
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN110272726A (en) * | 2019-07-08 | 2019-09-24 | 山东滨州昱诚化工科技有限公司 | A kind of foaming row's of the returning agent of oil field fracturing and its application |
CN110272726B (en) * | 2019-07-08 | 2021-07-06 | 山东滨州昱诚化工科技有限公司 | Foaming flowback agent for oilfield fracturing and application thereof |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US2885004A (en) | Treatment of wells | |
US2890169A (en) | Drilling fluid for wells | |
US4440653A (en) | Highly stable alcohol foams and methods of forming and using such foams | |
US3368627A (en) | Method of well treatment employing volatile fluid composition | |
RU2361074C2 (en) | Procedure for development of deposits of high viscous oil (versions) | |
US3135326A (en) | Secondary oil recovery method | |
US3882938A (en) | Process for recovering oil from heterogeneous reservoirs | |
RU2126084C1 (en) | Method for thermochemical treatment of bottom-hole zone of bed | |
US3233672A (en) | Acidizing a petrolific formation | |
US3018826A (en) | Method for increasing the permeability of subterranean formations | |
US3199586A (en) | Residual oil recovery process using water containing a surfactant | |
US3096820A (en) | Superior water-flooding process | |
US2806530A (en) | Method for cementing wells | |
SU724702A1 (en) | Composition for treating non-homogeneous producing formation | |
US2776010A (en) | Sealing porous earth stratum | |
US3335792A (en) | Method for increasing oil recovery | |
US4536304A (en) | Methods of minimizing fines migration in subterranean formations | |
RU2721200C1 (en) | Method for thermo-chemical treatment of oil reservoir | |
RU2288358C2 (en) | Method for processing bottomhole zone of formation composed of carbonate rocks with oil resources complicated to extract | |
EP0177324B1 (en) | Enhanced hydrocarbon recovery by permeability modification with phenolic gels | |
US4522732A (en) | Process for recovering petroleum from a geological formation | |
CN110437820B (en) | Preparation method and application of emulsifier for oilfield fracturing acidification | |
RU2319726C1 (en) | Reagent for treatment of bottomhole oil formation zone and a process of treating bottomhole oil formation zone | |
US3301327A (en) | Well stimulation method | |
US3000442A (en) | Fracture treatment of earth formations |