UA27046U - Спосіб обробки свердловини підземних сховищ газу - Google Patents
Спосіб обробки свердловини підземних сховищ газу Download PDFInfo
- Publication number
- UA27046U UA27046U UAU200706977U UAU200706977U UA27046U UA 27046 U UA27046 U UA 27046U UA U200706977 U UAU200706977 U UA U200706977U UA U200706977 U UAU200706977 U UA U200706977U UA 27046 U UA27046 U UA 27046U
- Authority
- UA
- Ukraine
- Prior art keywords
- acid
- acid solution
- solution
- gas
- volume
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 39
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 32
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 14
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 12
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 43
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 22
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 14
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N Phosphoric acid Chemical compound OP(O)(O)=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 239000003929 acidic solution Substances 0.000 claims description 9
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 8
- 229910000147 aluminium phosphate Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 claims description 4
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 claims description 2
- 206010035148 Plague Diseases 0.000 claims 1
- 241000607479 Yersinia pestis Species 0.000 claims 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims 1
- 238000012876 topography Methods 0.000 claims 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 abstract description 9
- 238000002791 soaking Methods 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 19
- 235000011054 acetic acid Nutrition 0.000 description 8
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 6
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 6
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 5
- 235000011007 phosphoric acid Nutrition 0.000 description 5
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 4
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 4
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 4
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 4
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 4
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 description 2
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 150000001243 acetic acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000010835 comparative analysis Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 239000000428 dust Substances 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- BHEPBYXIRTUNPN-UHFFFAOYSA-N hydridophosphorus(.) (triplet) Chemical compound [PH] BHEPBYXIRTUNPN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000040 hydrogen fluoride Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N iron Substances [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- -1 iron cations Chemical class 0.000 description 1
- 235000014413 iron hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- PVFSDGKDKFSOTB-UHFFFAOYSA-K iron(3+);triacetate Chemical compound [Fe+3].CC([O-])=O.CC([O-])=O.CC([O-])=O PVFSDGKDKFSOTB-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- NCNCGGDMXMBVIA-UHFFFAOYSA-L iron(ii) hydroxide Chemical class [OH-].[OH-].[Fe+2] NCNCGGDMXMBVIA-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 150000003016 phosphoric acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000010865 sewage Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Спосіб обробки свердловин підземних сховищ газу включає протиснення в плаcт розчину оцтової кислоти і витримування на реагування. Кислотний розчин протискують газом в пласт 2-ма - 5-ма порціями і перед протисненням кожної наступної порції змінюють напрямок фільтрації кислотного розчину в привибійній зоні стравлюванням тиску в свердловині зі створенням депресії на продуктивний пласт.
Description
Опис винаходу
Корисна модель відноситься до нафтогазової промисловості, а саме до способів обробки свердловин підземних сховищ газу для очистки привибійної зони від техногенних відкладів.
Відомий спосіб обробки привибійної зони пласта (ПЗП) за допомогою водних розчинів неорганічних кислот (соляної, фтористоводневої, азотної) та їх сумішей |11.
Недоліком цього способу є те, що при застосуванні його в свердловинах підземних сховищ газу, в привибійній зоні яких накопичується значна кількість продуктів корозії і ерозії металу трубопроводів та 70 обладнання, спосіб не забезпечує значного позитивного результату, оскільки в процесі кислотної обробки при збільшенні значення рН від З до 4 утворюються гелеподібні гідроокисли заліза, що кольматують пористе середовище.
Найбільш близьким до запропонованого є спосіб обробки пласта, який передбачає протиснення в ПЗП кислотного розчина, що містить 10-9095 мас. оцтової кислоти (СНзСООН), яка при розчиненні техногенних 12 відкладів утворює водорозчинні сполуки ацетату та гексаацетату заліза.
Недоліком цього способу є його низька ефективність, яка пов'язана з меншою здатністю оцтової кислоти до розчинення компонентів техногенних відкладів та гірських порід продуктивного пласта порівняно з соляною кислотою та її композицією з фтористоводневою.
Це технічне рішення було обрано як прототип.
В основу даної корисної моделі покладено завдання створити спосіб обробки свердловин підземних сховищ газу, в якому за рахунок зміни технологічних операцій та хімічних реагентів підвищується ефективність очищення ПЗП, особливо в умовах забруднення колектора техногенними відкладами з значним вмістом продуктів корозії та ерозії металу.
Це досягається тим, що кислотний розчин протискують газом в пласт 2-ма - 5-ма порціями і перед протисненням кожної наступної порції змінюють напрямок фільтрації кислотного розчину в привибійній зоні в стравлюванням тиску в свердловині з створенням депресії на продуктивний пласт, причому кислотний розчин кожної порції крім оцтової кислоти містить фосфорну кислоту, і тільки послідньої порції додатково містить соляну кислоту або суміш соляної кислоти з фтористоводневою кислотою, а об'єм протисненого газом в пласт кислотного розчину визначають по фактичному падінню тиску на усті свердловини за формулою: о щи Риеев - Ункт -Мер «Ї
Мов -Мнкт о де мок - об'єм свердловини до нижніх перфораційних отворів; ча
Ункт 7 об'єм НКТ; - сч
Мер - об'єм порції кислотного розчину;
Р. - тиск на усті свердловини на початок протиснення;
Ро - тиск на усті на момент закінчення протиснення. «
Використання запропонованого способу дозволяє підвищити ефективність очищення ПЗП від техногенного -о с забруднення.
Висока ступінь розчинення компонентів техногенних відкладів та гірських порід продуктивного пласта :з» досягається за рахунок протиснення в ПЗП кислотного розчину порціями, в проміжках часу між якими вибійний тиск в свердловині понижують нижче пластового тиску на максимально допустиму величину та видержують на протязі 20-30 хвилин, що забезпечує зміну напрямку руху кислотного розчину в ПЗП на протилежний - з пласта в
ГІ свердловину. Зміни напрямку фільтрації підвищує розчинення компонентів техногенних відкладів за рахунок охоплення кислотним розчином нових фільтраційних каналів в ПЗП. - Введення в склад кислотного розчину крім оцтової кислоти ще фосфорної кислоти підвищує ефективність о розчинення техногенних відкладів, що містять продукти корозії і ерозії металу. Для забезпечення більш повного розчинення забруднюючих матеріалів та компонентів гірських порід продуктивного пласта після розчинення ве оцтовою та фосфорною кислотою основної маси компонентів, що вміщують катіони заліза в пласт протискують
Ф останню порцію кислотного розчину, що додатково містить соляну кислоту, або суміш соляної та фтористоводневої кислоти. Цей склад кислотного розчину протискують в ПЗП послідньою порцією також і тому, що він характеризується більшою швидкістю розчинення карбонатних та глинистих компонентів і, відповідно,
Меншим часом витримки на реагування. Момент завершення протиснення газом кожної порції кислотного розчину в ПЗП визначають по падінню тиску на усті свердловини до величини Ро, яку розраховують за с формулою (1).
Порівняльний аналіз запропонованого рішення з прототипом показує, що запропонований спосіб відрізняється від відомого тим, що кислотний розчин протискують газом в пласт 2-ма - 5-ма порціями і перед бр протисненням кожної наступної порції змінюють напрямок фільтрації кислотного розчину в привибійній зоні стравлюванням тиску в свердловині з створенням депресії на продуктивний пласт, причому кислотний розчин кожної порції крім оцтової кислоти містить фосфорну кислоту, а послідньої порції додатково містить соляну кислоту, або суміш соляної кислоти та фтористоводневої при цьому об'єм протисненого газом в пласт кислотного розчину визначають по фактичному падінню тиску на усті свердловини за формулою (1). Отже 65 Запропоноване рішення відповідає критеріями винаходу "новизна" і "суттєві відмінності".
Запропонований спосіб досліджено в лабораторних умовах для порівняння з відомим.
Дослідження впливу кількості циклів зміни напрямку руху кислотного розчину на ефективність очищення колектора від техногенних забруднень проводились по наступній методиці.
Моделлю дослідження ефективності очищення пористого середовища від техногенного забруднення спужила фільтраційна колонка заповнена природним розмеленим пісковиком (9090) та сухим залишком забруднюючих матеріалів (1095), проби яких брали з сепараторів та пиловловлювачів системи очистки газу на підземному сховищі.
Модель пласта насичували пластовою водою з наступним її витісненням повітрям та визначенням початкової газопроникності (Ку). 70 Після цього через модель пласта протискували 50мл кислотного розчину з витримкою в породі.
Протиснення кислотного розчину проводили однією порцією (прототип), двома, трьома, чотирма, п'ятьма та шістьма порціями. Між протисненням кожної наступної порції моделювали зміну напрямку фільтрації кислотного розчину, що досягалось створенням надлишкового тиску на протилежному кінці моделі.
Після витримки на реагування проводили витіснення кислотного розчину повітрям та визначили кінцеву /5 газопроникність моделі пласта (Ко) та коефіцієнт відновлення проникності в- . Загальний час з моменту ще першого протиснення кислотного розчину в модель пласта до його кінцевого витіснення повітрям в усіх експериментах складав 4 години.
Результати досліджень ефективності очищення моделі пласта від техногенного забруднення при протисненні кислотного розчину порціями з циклічною зміною напрямку фільтрації приведено в таблиці 1. 913» їз || 5. - 33516111 (2 Прототип оцтова кислота Зомає. 00) (Се)
Для порівняння в таблиці 1 також приведено ефективність способу-прототипу при максимальній концентрації « кислоти.
Як видно з одержаних результатів експериментальних досліджень коефіцієнт відновлення проникності ( Д) (ав) по запропонованому способу при порційному протисненні кислотного розчину з циклічною заміною напрямку їм фільтрації вищий порівняно з прототипом. Це досягається за рахунок проникнення кислотного розчину в нові фільтраційні канали і відповідного збільшення охоплення моделі пласта кислотним розчином при зміні напрямку с його фільтрації. Збільшення кількості циклів зміни напрямку фільтрації більше 4-х не забезпечує суттєвого підвищення коефіцієнту відновлення проникності (р) і тому економічно не доцільне.
Далі проводились експериментальні дослідження по визначенню ефективності додаткового введення соляної « кислоти, або її суміші з фтористоводневою кислотою в склад останньої порції кислотного розчину.
Дослідження проводились по вище згаданій методиці в такій послідовності. В першій серії експериментів З с кислотний розчин (склад розчинів приведено в таблиці 2) протискали через модель пласта, витримували на "» реагування та визначали коефіцієнт р. В другій серії експериментів модель пласта попередньо обробляли " розчином оцтової та фосфорної кислот з циклічною зміною напрямку фільтрації (три цикли) і тільки після цього на модель впливали кислотними розчинами, що додатково містили НСІ, або суміш НСІЇ з НЕ. Результати досліджень приведені в таблиці 2. о Для порівняння в таблиці 2 також приведені значення коефіцієнта Д для кислотного розчину без додаткового -І вмісту НСЇ та НЕ (дослід Мо3). о то розчину без попередньої обробки оцтовою та з попередньою обробкою оцтовою та фосфорною с (1096) с (В96)у-НЕ (295) во Як видно з таблиці 2 при протисненні кислотного розчину порціями з зміною напрямку фільтра додаткове введення в склад послідньої порції кислотного розчину соляної кислоти, або її суміші з фтористоводневою кислотою забезпечує підвищення коефіцієнта відновлення проникності ( В) з 3,48 (дослід З) до 4,06 - 4,15 (досліди 1-2).
Приклад реалізації способу. 65 Обробка ПЗП по запропонованому способу проводилась на свердловині підземного сховища газу глибиною 1197м обсаженою експлуатаційною колоною с) 168мм з товщиною стінки 10мм опресованою тиском 15,0МПа з інтервалом перфорації 1162-1144м. Колона НКТ 2 114мм з товщиною стінки 7мм спущена на глибину 1165м.
Пластовий тиск на момент обробки складав 4,8МПа.
Для реалізації способу було приготовлено 6,0м З кислотного розчину (2096 СНУСООН1096 НаРОд), який нагнітали насосним агрегатом в колону НКТ трьома порціями по 2м3. Після нагнітання кожної порції в колону
НКТ її протискували в пласт газом високого тиску від компресорної станції підземного сховища. Для проведення обробки в період відбору газу при зупиненій компресорній станції протиснення кислотного розчину здійснюють за допомогою азотної установки. В початковий момент протиснення першої порції газом високого тиску створено на усті тиск 8,5МПа. Після цього газ високого тиску відключили, а трубний і затрубний простір в свердловині 70 з'єднали через фонтанну арматуру.
Розрахунок по формулі (1) показав, що протисненню в пласт першої порції кислотного розчину відповідає падіння тиску на усті свердловини до 7,5МПа:
Р; Меє-Ункт- Ук) вемпайовтм? -зтаме зом), т еМПпа
Мев - УНКт таб? - там їз Контролюючи тиск на усті встановлено, що зниження його величини з 8,5МПа до 7,5МПа відбулося з 1,4 години. Таким чином, час протиснення першої порції склав 1,4 години.
Після цього тиск в свердловині стравили до величини З,7МпПа і закрили під депресією (1,1МПа) на 20 хвилин для зміни напрямку фільтрації кислотного розчину з пласта в свердловину. Аналогічного проведено протиснення в пласт 2-ї і 3-ї порції кислотного розчину. Час протиснення 2-ї порції склав 1,6 години і З-ї порції - 1,9 годин. Після протиснення другої порції стравили тиск в свердловині до 2,8мМПа і залишили під депресією (2,0МПа) на 25 хвилин.
Для підвищення розчинності глинистих компонентів, а також враховуючи, що значна частина забруднюючих компонентів, які вміщують продукти корозії і ерозії металу вже розчинена попередніми порціями кислотного ре розчину, в склад кислотного розчину третьої порції додатково ввели 495 НОСІ і 195 НЕ. Після протиснення 3-ї порції свердловину закрили на 1,5 годин на реагування та освоїли. Гідродинамічні дослідження проведені до і - після обробки показали збільшення її приймальності з Збтис.м? газу на добу до 121тис.м3,
Таким чином запропонований спосіб дозволяє ефективно очищати привибійну зону свердловин підземних сховищ газу від техногенного забруднення. «со зо Джерела інформації: 1. Патент України Мо10455, кл. Е21 В 43/27, 1996р., Бюл.Мо4. « 2. Патент України Мо33691, кл. Е21 В 43/27, 2001р., Бюл.Мо1. о ча
Claims (1)
- Формула винаходу с1. Спосіб обробки свердловин підземних сховищ газу, що включає протиснення в пласт розчину оцтової кислоти і витримування на реагування, який відрізняється тим, що кислотний розчин протискують газом в пласт 2-ма - 5-ма порціями і перед протисненням кожної наступної порції змінюють напрямок фільтрації кислотного « 70 розчину в привибійній зоні стравлюванням тиску в свердловині зі створенням депресії на продуктивний пласт. -о2. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що кислотний розчин кожної порції, крім оцтової кислоти, містить с фосфорну кислоту, а остання порція додатково містить соляну кислоту або суміш соляної кислоти з :з» фтористоводневою кислотою.З. Спосіб за п. 1, який відрізається тим, що об'єм протисненого газом в пласт кислотного розчину визначають45. ло фактичному падінню тиску на усті свердловини за формулою:мор. Лів СУнт Му)- и. Й о де Рв. - об'єм свердловини до нижніх перфораційних отворів; їз 50 т об'єм НКТ; 4») и - об'єм порції кислотного розчину; Р тиск на усті свердловини на початок протиснення; р, тискна усті на момент закінчення протиснення. с Офіційний бюлетень "Промислова власність". Книга 1 "Винаходи, корисні моделі, топографії інтегральних мікросхем", 2007, М 16, 10.10.2007. Державний департамент інтелектуальної власності Міністерства освіти і бо науки України. б5
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| UAU200706977U UA27046U (uk) | 2007-06-21 | 2007-06-21 | Спосіб обробки свердловини підземних сховищ газу |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| UAU200706977U UA27046U (uk) | 2007-06-21 | 2007-06-21 | Спосіб обробки свердловини підземних сховищ газу |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| UA27046U true UA27046U (uk) | 2007-10-10 |
Family
ID=38800653
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| UAU200706977U UA27046U (uk) | 2007-06-21 | 2007-06-21 | Спосіб обробки свердловини підземних сховищ газу |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| UA (1) | UA27046U (uk) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9745509B2 (en) | 2013-06-04 | 2017-08-29 | Akzo Nobel Chemicals International B.V. | Process to treat subterranean formations using a chelating agent |
-
2007
- 2007-06-21 UA UAU200706977U patent/UA27046U/uk unknown
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9745509B2 (en) | 2013-06-04 | 2017-08-29 | Akzo Nobel Chemicals International B.V. | Process to treat subterranean formations using a chelating agent |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2373385C1 (ru) | Способ обработки призабойных зон добывающих скважин | |
| EA007853B1 (ru) | Жидкости для обработки скважин, содержащие хелатообразователи | |
| US20150275067A1 (en) | Carbon particles and their use in the chemical treatment of reservoirs | |
| UA27046U (uk) | Спосіб обробки свердловини підземних сховищ газу | |
| CN101418680B (zh) | 化学法气举解堵工艺 | |
| RU2368769C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2451175C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта (варианты) | |
| RU2232879C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2726089C1 (ru) | Способ проведения обработки газовых скважин подземных хранилищ газа | |
| US9453401B2 (en) | Chelating fluid for enhanced oil recovery in carbonate reservoirs and method of using the same | |
| RU2140531C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта | |
| RU2708924C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта с восстановлением пластового давления | |
| RU2285794C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2562353C2 (ru) | Способ извлечения метана из угольного пласта | |
| RU2558837C1 (ru) | Способ восстановления обводненной скважины | |
| RU2617135C1 (ru) | Способ очистки призабойной зоны пласта от глинистых образований | |
| RU2555173C1 (ru) | Способ разглинизации призабойной зоны низкопроницаемого низкотемпературного терригенного пласта | |
| RU2679936C1 (ru) | Способ очистки призабойной зоны пласта от глинистых образований | |
| RU2013150056A (ru) | Способ извлечения металлов из руд | |
| RU2484238C1 (ru) | Способ предотвращения отложения неорганических солей | |
| RU2156353C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны нефтедобывающей скважины | |
| RU2261323C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны терригенного пласта газовой скважины в условиях аномально низких пластовых давлений | |
| RU2224884C2 (ru) | Способ термохимического воздействия на призабойную зону пласта | |
| RU2600137C1 (ru) | Способ технологической обработки скважины | |
| RU2757456C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта, насыщенного углеводородами с остаточной высокоминерализованной поровой водой |