KR102266474B1 - Matrix acidizing in oil production well - Google Patents
Matrix acidizing in oil production well Download PDFInfo
- Publication number
- KR102266474B1 KR102266474B1 KR1020180073383A KR20180073383A KR102266474B1 KR 102266474 B1 KR102266474 B1 KR 102266474B1 KR 1020180073383 A KR1020180073383 A KR 1020180073383A KR 20180073383 A KR20180073383 A KR 20180073383A KR 102266474 B1 KR102266474 B1 KR 102266474B1
- Authority
- KR
- South Korea
- Prior art keywords
- acid
- pressure
- oil well
- designed
- injection
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- 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
-
- 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
- C09K8/54—Compositions for in situ inhibition of corrosion in boreholes or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
- E21B43/27—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures by use of eroding chemicals, e.g. acids
Abstract
유정의 생산성 향상을 위한 산 처리 공정에 있어서, 상기 유정의 지질 자료, 생산 유체, 생산 시설을 분석하여 공정 방법을 설계하는 사전 설계 단계; 상기 유정에 내부에 설치된 관과, 로드 스트링(rod string)과, BHA(bottom hole assembly)을 모두 제거하는 사전 제거 단계; 상기 사전 설계 공정에 의해 설계된 제1 산을 설계된 제1 압력으로 유정에 주입하여, 저류층 공극 내의 광물질을 용해시키는 주입 단계; 및 상기 주입 단계 후, 상기 유정에 물을 주입하여 저류층에 상기 제1 산을 침투시키는 동시에 상기 제1 산을 희석하는 희석 공정;을 포함하는 것을 특징으로 하는 산 처리 공정을 개시하여, 생산성을 향상시키는 동시에, 부식 가능성을 최소화하고, 환경친화적인 산 처리 공정을 제공하는 것을 목적으로 한다.An acid treatment process for improving productivity of an oil well, comprising: a pre-design step of designing a process method by analyzing geological data, production fluid, and production facilities of the oil well; A pre-removal step of removing all of the pipe installed inside the oil well, a rod string, and a bottom hole assembly (BHA); an injection step of injecting the first acid designed by the pre-designed process into the oil well at a designed first pressure to dissolve the minerals in the pores of the reservoir; and after the injection step, a dilution step of injecting water into the oil well to infiltrate the first acid into the storage layer and dilute the first acid at the same time to improve productivity by initiating the acid treatment process comprising: At the same time, it aims to minimize the possibility of corrosion and to provide an environmentally friendly acid treatment process.
Description
본 발명은 산 처리 공정에 관한 것으로서, 보다 상세하게는 유정(oil well)의 생산량 향상을 위해 유정 내에 산을 주입하는 공정에 관한 것이다.The present invention relates to an acid treatment process, and more particularly, to a process of injecting an acid into an oil well to improve production of an oil well.
최근 신규 오일/가스의 개발은 점차 고온 고압환경, 예를 들어 심해, 사막 극지 등 열악한 환경으로 이동하고 있다. 이러한 신규 개발은 초기 투자비용 및 탐사 개발과정에서의 리스크가 크기 때문에 최근에는 기존 개발된 생산정을 대상으로 생산효율을 향상시킬 수 있는 기술의 개발 및 활용하는데 관심이 모아지고 있는 추세이다.Recently, the development of new oil/gas is gradually shifting to a harsh environment such as a high-temperature and high-pressure environment, for example, deep sea, polar desert, etc. Since these new developments have high initial investment costs and risks in the exploration and development process, interest in developing and utilizing technologies that can improve production efficiency for previously developed production wells has recently been attracting attention.
도 1은 오일/가스가 생산되는 과정을 도시한 도면이다. 구체적으로 도 1은 가장 기본이 되는 생산 펌프인 sucker rod pump로 오일/ 가스가 생산되는 과정을 도시한 도면이다.1 is a diagram illustrating a process in which oil/gas is produced. Specifically, FIG. 1 is a diagram illustrating a process in which oil/gas is produced by a sucker rod pump, which is the most basic production pump.
다만, 일반적으로 생산중인 생산정은 시간이 지남에 따라 유정 내부 및 저류층 내에 생산방해 물질이 침전되어 점차 생산량이 감소하게 된다. 이때 비교적 간단하고 경제적으로 해결할 수 있는 대표적인 방법이 산을 주입하는 것이다.However, in general, production wells in production gradually decrease in production due to the deposition of production-interfering substances in the well and in the reservoir over time. In this case, a relatively simple and economical solution is to inject an acid.
하지만 잘못 된 산을 처리하게 되면, 지층 손상이 발생하거나 유체 주입에 따라 지층에 균열이 발생하여 오히려 생산량이 감소될 수 있으며, 산과 같은 화학물질의 주입으로 인해 주변 환경 오염이 발생하는 문제점이 있었다.However, if the wrong acid is treated, damage to the stratum may occur or cracks may occur in the stratum due to fluid injection, which may reduce production, and there is a problem in that the surrounding environment is polluted due to the injection of chemicals such as acid.
본 발명의 실시 예는 상기와 같은 문제점을 해결하기 위해 안출된 것으로서, 각 유정에 적합한 산을 설계하여 생산성을 향상시키는 동시에, 부식 가능성을 최소화하고, 환경친화적인 산 처리 공정을 제공하는 것을 목적으로 한다.An embodiment of the present invention has been devised to solve the above problems, and at the same time to improve productivity by designing an acid suitable for each oil well, to minimize the possibility of corrosion, and to provide an environmentally friendly acid treatment process do.
본 발명의 실시 예는 상기와 같은 과제를 해결하고자, 상기 유정의 지질 자료, 생산 유체, 생산 시설을 분석하여 공정 방법을 설계하는 사전 설계 단계; 상기 유정의 내부에 설치된 관과, 로드 스트링(rod string)과, BHA(bottom hole assembly)을 모두 제거하는 사전 제거 단계; 상기 사전 설계 단계에 의해 설계된 제1 산을 설계된 제1 압력으로 유정에 주입하여, 저류층 공극 내의 광물질을 용해시키는 주입 단계; 및 상기 주입 단계 후, 상기 유정에 물을 주입하여 저류층에 상기 제1 산을 침투시키는 동시에 상기 제1 산을 희석하는 희석 단계;를 포함하는 것을 특징으로 하는 산 처리 공정을 제공한다.An embodiment of the present invention is a pre-design step of designing a process method by analyzing the geological data of the oil well, the production fluid, and the production facility in order to solve the above problems; A pre-removal step of removing all of the pipe installed inside the oil well, a rod string, and a bottom hole assembly (BHA); an injection step of injecting the first acid designed by the pre-design step into the oil well at a designed first pressure to dissolve the minerals in the pores of the reservoir; and after the injection step, a dilution step of injecting water into the oil well to infiltrate the first acid into the storage layer and at the same time dilute the first acid.
상기 사전 제거 단계 전, 100℃ 미만의 고온의 물을 상기 유정에 주입하여 불순물을 용해시키는 용해 단계;를 더 포함할 수 있으며, 상기 용해 단계는 고온의 물에 스케일 방지제와 파라핀 왁스 억제제를 첨가하여 주입할 수 있다.Before the pre-removal step, a dissolution step of dissolving impurities by injecting high-temperature water of less than 100° C. into the oil well; may further include, wherein the dissolution step is performed by adding a scale inhibitor and a paraffin wax inhibitor to high-temperature water can be injected.
이때 상기 용해 단계는 70℃ 이상 90℃ 이하, Ph 6 이상 Ph 8 이하의 고온의 물을 튜빙(tubing)-애뉼러스(annulus) 순환 방법인 역순환법(reverse circulation)에 의해 주입하는 것이 바람직하다.In this case, in the dissolution step, it is preferable to inject high-temperature water of 70° C. or more and 90° C. or less, Ph 6 or more and Ph 8 or less by reverse circulation, which is a tubing-annulus circulation method. .
상기 희석 단계 이후, 설계된 제2 압력으로 상기 유정에 상기 제1 산을 추가로 주입하는 추가 주입 단계; 및 상기 추가 주입 공정 후, 상기 유정에 물을 주입하여 저류층에 상기 제1 산을 침투시키는 동시에 상기 제1 산을 희석하는 추가 희석 단계;를 포함할 수 있으며, 상기 제2 압력은 상기 제1 압력보다 큰 것이 바람직하다.after the dilution step, an additional injection step of further injecting the first acid into the well at a designed second pressure; and after the additional injection process, an additional dilution step of injecting water into the oil well to infiltrate the first acid into the storage layer and dilute the first acid at the same time, wherein the second pressure is the first pressure A larger one is preferred.
상기 사전 설계 단계는 상기 유정에서 생산되는 유체의 음이온의 염화물과 나트륨, 양이온의 마그네슘과 칼슘이온 및 적정 분석에 의한 알칼리성 통해, 상기 제1 산의 종류, 밀도, 주입 부피, 첨가물 및 주입 방법을 특정할 수 있으며, 상기 제1 압력은 장비의 최대 운영 압력, 케이싱 허용 압력 및 지층 파쇄 압력을 고려하여 설계되는 압력 중 최소값으로 특정할 수 있다.The pre-design step specifies the type, density, injection volume, additive and injection method of the first acid through alkalinity by titration analysis and chloride and sodium of anions of the fluid produced in the oil well, magnesium and calcium ions of cations The first pressure may be specified as a minimum value among pressures designed in consideration of the maximum operating pressure of the equipment, the allowable casing pressure and the stratum fracture pressure.
상기 첨가물은 철용해 유지제, 거품 방지제, 슬러지 방지제, 및 부식 방지제 중 필요에 따라 선택할 수 있다.The additive may be selected from among iron-dissolving and retaining agents, antifoam agents, sludge inhibitors, and corrosion inhibitors as needed.
이상 살펴 본 바와 같이 본 발명의 과제해결 수단에 의하면 다음과 같은 사항을 포함하는 다양한 효과를 기대할 수 있다. 다만, 본 발명이 하기와 같은 효과를 모두 발휘해야 성립되는 것은 아니다.As described above, according to the problem solving means of the present invention, various effects including the following items can be expected. However, the present invention is not established only when exhibiting all of the following effects.
본 발명의 산 처리 공정은 용해 산을 주입하는 주입 단계 전, 고온의 물로 불순물을 용해시키는 용해 단계를 실시하여 구성의 부식을 감소시켜 주는 동시에 생산성을 보다 향상시키는 효과를 갖는다.The acid treatment process of the present invention has the effect of reducing corrosion of the structure and further improving productivity by performing a dissolution step of dissolving impurities in hot water before the injection step of injecting dissolved acid.
또한 사전 설계 단계를 거쳐 특정 유정에 적합한 산 및 주입 압력 등을 설계하여 보다 생산성 향상 효과를 증대시키며, 보다 친환경적인 산 처리 공정을 제공한다.In addition, by designing an acid and injection pressure suitable for a specific oil well through the pre-design stage, the productivity improvement effect is increased, and a more eco-friendly acid treatment process is provided.
추가 주입 단계 및 추가 희석 단계를 실시하고, 이때 제2 압력이 제1 압력보다 크도록 설정하여 상기한 효과들을 극대화한다.An additional injection step and an additional dilution step are performed, wherein the second pressure is set to be greater than the first pressure to maximize the above-described effects.
도 1은 오일/가스가 생산되는 과정을 도시한 도면.
도 2는 본 발명의 일 실시 예의 순서도.
도 3은 도 2의 사전 설계 단계의 적정 분석의 일 예를 도시한 도면.
도 4는 도 2의 제1 산에 첨가되는 첨가제의 일 예를 도시한 도면.
도 5는 도 2의 주입 단계, 희석 단계, 추가 주입 단계 및 추가 희석 단계의 압력 그래프의 일 예의 도시한 도면.1 is a view showing a process in which oil / gas is produced.
2 is a flowchart of an embodiment of the present invention;
FIG. 3 is a diagram illustrating an example of appropriate analysis in the pre-design stage of FIG. 2 .
Figure 4 is a view showing an example of the additive added to the first acid of Figure 2;
FIG. 5 is an illustration of an example of a pressure graph of the injection phase, the dilution phase, the further injection phase, and the further dilution phase of FIG. 2 ;
이하 도면을 참조하여 본 발명의 구체적인 실시 예를 상세히 설명한다.Hereinafter, specific embodiments of the present invention will be described in detail with reference to the drawings.
도 2는 본 발명의 일 실시 예의 순서도이고, 도 3은 도 2의 사전 설계 단계의 적정 분석의 일 예를 도시한 도면이며, 도 4는 도 2의 제1 산에 첨가되는 첨가제의 일 예를 도시한 도면이고, 도 5는 도 2의 주입 단계, 희석 단계, 추가 주입 단계 및 추가 희석 단계의 압력 그래프의 일 예의 도시한 도면이다.2 is a flowchart of an embodiment of the present invention, FIG. 3 is a diagram showing an example of titration analysis of the pre-design step of FIG. 2, and FIG. 4 is an example of an additive added to the first acid of FIG. FIG. 5 is a diagram illustrating an example of a pressure graph of the injection step, the dilution step, the additional injection step, and the additional dilution step of FIG. 2 .
도 2 내지 도 5를 참조하면, 본 발명의 실시 예에 따른 유정의 생산성 향상을 위한 산 처리 공정은 상기 유정의 지질 자료, 생산 유체, 생산 시설을 분석하여 공정 방법을 설계하는 사전 설계 단계(S10), 100 ℃ 미만의 고온의 물을 상기 유정에 주입하여 불순물을 용해시키는 용해 단계(S20), 상기 유정에 내부에 설치된 관과, 로드 스트링(rod string)과, BHA(bottom hole assembly)을 모두 제거하는 사전 제거 단계(S30), 상기 사전 설계 공정에 의해 설계된 제1 산을 설계된 제1 압력으로 유정에 주입하여, 저류층 공극 내의 광물질을 용해시키는 주입 단계(S40) 및 주입 단계 후(S40), 상기 유정에 물을 주입하여 저류층에 상기 제1 산을 침투시키는 동시에 상기 제1 산을 희석하는 희석 단계(S50)를 포함하는 것을 특징으로 한다.2 to 5 , the acid treatment process for improving the productivity of the oil well according to an embodiment of the present invention is a pre-design step (S10) of designing a process method by analyzing the geological data, production fluid, and production facility of the oil well. ), a dissolution step (S20) of dissolving impurities by injecting high temperature water of less than 100 ° C into the well, a tube installed inside the well, a rod string, and a bottom hole assembly (BHA) A pre-removal step of removing (S30), the first acid designed by the pre-designed process is injected into the oil well at a designed first pressure, and the injection step (S40) of dissolving the mineral in the pores of the reservoir (S40) and after the injection step (S40), and a dilution step (S50) of injecting water into the oil well to infiltrate the first acid into the reservoir and diluting the first acid at the same time (S50).
산 처리 공정은 오일/가스 생산하는 유정에 반복되는 생산에 의해 유정 내부 또는 저류층에 침전된 생산방해물질을 산을 주입하여 제거하는 공정으로, 오일/가스 생산정의 생산성을 향상시키는 비교적 간단하고 경제적인 방법이다.The acid treatment process is a relatively simple and economical process that improves the productivity of oil/gas production wells by injecting acid to remove production-blocking substances deposited in the oil well or in the reservoir by repeated production in oil/gas producing wells. way.
이하 본 발명의 설명함에 있어서, 요지를 흩트리지 않도록 하기 위해 잘 알려진 기능 혹은 구성에 대한 구체적인 설명은 생략하기로 한다.Hereinafter, in the description of the present invention, detailed descriptions of well-known functions or configurations will be omitted so as not to obscure the gist of the present invention.
사전 설계 단계(S10)는 해당 유정의 지질 자료, 생산 유체, 생산 시설을 분석하여 공정 방법을 설계하는 단계이다. 지질 자료 분석은 저류층을 구성하는 지질의 종류, 두께, 온도 및 전체 코어의 공극률 등을 의미한다.The pre-design step (S10) is a step of designing a process method by analyzing the geological data, production fluid, and production facility of the oil well. Geological data analysis refers to the type, thickness, temperature, and porosity of the entire core constituting the reservoir.
생산 유체 분석은 해당 유정에서 생산되는 유체의 음이온과 양이온 및 적정 분석에 의한 알칼리성으로 구분된다. 구체적으로는 음이온 중 염화물을 분석하여 케이싱이나 패커(packer)의 부식 여부를 판단하고, 염화물과 나트륨을 함께 분석하여 염수 판단을 하고 저류층에서 생산되는 물의 비저항 값을 판단하여 매장량을 예측한다.Production fluid analysis is divided into anion and cation and alkalinity by titration analysis of the fluid produced in the well. Specifically, it determines whether the casing or packer is corroded by analyzing chloride among anions, determines salt water by analyzing chloride and sodium together, and predicts reserves by determining the resistivity value of water produced in the reservoir.
또한 양이온의 마그네슘을 분석하여 백운석 스케일 침전 양상을 파악할 수 있고, 칼슘이온을 분석하여 중탄산염, 탄산염, 황산염과 반응하여 탄산칼슘 및 황산칼슘 스케일 생성을 정도를 판단한다. 적정 분석에 의한 알칼리성으로 정량적으로 반응하는 중탄산염의 부피 변화를 분석하여 탄산칼슘 스케일의 침전 정도를 판단한다.In addition, by analyzing the magnesium of the cation, the dolomite scale precipitation pattern can be grasped, and by analyzing the calcium ion, the degree of calcium carbonate and calcium sulfate scale formation is determined by reacting with bicarbonate, carbonate, and sulfate. The degree of precipitation of calcium carbonate scale is determined by analyzing the volume change of bicarbonate that quantitatively reacts with alkalinity by titration analysis.
생산 시설 분석은 해당 유정의 케이싱과 지상 수송 파이프를 대상으로 허용압력 및 부식 가능성 정도를 판단한다. 부식 가능성은 온도, 산의 농도, 접촉 시간 및 부식방지제 사용여부에 영향을 미친다.Production facility analysis determines the allowable pressure and corrosion potential of the well's casing and ground transport pipes. Corrosion potential affects temperature, acid concentration, contact time and whether or not corrosion inhibitors are used.
사전 분석 단계(S10)는 상기한 분석 이외에도 다른 기타 분석을 더 포함할 수 있다. 예를 들어, 해당 유정의 과거 분석 자료 주변 인접 유정의 사례 조사 등이 있다. 해당 유전의 과거 분석 자료로 해당 유정 저류층의 특성 변화 가능성 및 장비의 손상 가능성을 판단하고, 인접 유정의 자료는 이를 판단하는데 기초가 될 수 있다.The preliminary analysis step ( S10 ) may further include other analysis in addition to the above analysis. For example, there is a case study of an adjacent well in the vicinity of the historical analysis of the well. The possibility of change in the characteristics of the oil well reservoir and the possibility of equipment damage can be determined with the data of the past analysis of the oil field, and the data of the adjacent well can be the basis for making this determination.
이와 같은 사전 분석 단계(S10)를 통해 용해 단계(S20)에서 주입되는 물의 온도와 스케일 방지제 및 왁스 억제제 등의 첨가 여부를 설계한다. 또한 주입 단계(S30)에서 주입되는 제1 압력 및 제1 산의 산의 종류, 밀도, 주입 부피, 첨가물 및 주입 방법을 설계한다.Through this pre-analysis step (S10), the temperature of the water injected in the dissolution step (S20) and whether to add a scale inhibitor and a wax inhibitor are designed. In addition, the type, density, injection volume, additive, and injection method of the first pressure and the acid of the first acid injected in the injection step ( S30 ) are designed.
제1 압력은 모든 지상 장비의 최대 운영 압력, 케이싱의 허용 압력, 지층 파쇄 압력 등을 고려하여 설계한다. 단 이 세가지 압력 중 가장 작은 압력을 고려한다. 예를 들어 지상 장비의 최대 운영 압력이 15.0 MPa, 케이싱의 허용 압력이 약 20 MPa, 지층 파쇄 압력의 경우 파쇄구배가 17.0 KPa/m이므로 가장 깊은 천공 심도가 975 m로 가정하면 16.6 MPa이다. 이 경우, 이 중 안전을 위해 설계되는 허용 압력의 최소값을 기준으로 설계된다. 따라서 15.0 MPa을 고려하여 설계된다.The first pressure is designed in consideration of the maximum operating pressure of all ground equipment, the allowable pressure of the casing, and the stratum crushing pressure. However, the smallest of these three pressures is considered. For example, the maximum operating pressure of the ground equipment is 15.0 MPa, the allowable pressure of the casing is about 20 MPa, and the crushing gradient is 17.0 KPa/m for the geological crushing pressure, so assuming that the deepest drilling depth is 975 m, 16.6 MPa. In this case, it is designed based on the minimum value of allowable pressure designed for safety. Therefore, it is designed considering 15.0 MPa.
제1 산에 첨가되는 첨가물은 철용해 유지제, 거품 방지제, 슬러지 방지제, 및 부식 방지제 중 필요에 따라 선택될 수 있다. 철용해 유지제는 생산물의 분석을 통해 저류층내에 철물질이 존재하는 경우, 산에 의해 반응될 철물질의 침전을 억제하여 지상으로 배출하기 위해 사용된다. 거품 방지제는 저류층 내에 세일이 확인되는 경우, 부피가 팽창되는 스웰링(swelling)을 방지하기 위해 사용된다. 슬러지 방지제는 일반적으로 염산(HCl)을 사용하는 겨우 산 처리 동안 발생 가능한 슬러지로 인해 생산량이 감소되는 것을 방지하기 위해 사용되며, 부식 방지제는 산에 의해 유정 또는 배출 시 접촉되는 파이프 등의 부식을 방지하기 위해 사용된다.The additive to be added to the first acid may be optionally selected from among an iron dissolving agent, an antifoam agent, an anti-sludge agent, and a corrosion inhibitor. The iron-dissolved retention agent is used to suppress the precipitation of the iron material to be reacted by acid and discharge it to the ground when iron material is present in the storage layer through the analysis of the product. Antifoam agents are used to prevent swelling, which expands in volume when sails are identified in the reservoir. Sludge inhibitors are generally used to prevent a decrease in production due to sludge generated during acid treatment only with hydrochloric acid (HCl), and corrosion inhibitors are used to prevent corrosion of pipes etc. that come into contact with oil wells or discharges by acids. used to do
주입 방법은 크게 패커 시스템(packer system), 볼 실러(ball sealers) 및 CT(coiled tubing) 방법이 있으며, 복합적으로도 사용 가능하다.The injection method is largely a packer system (packer system), ball sealer (ball sealers), and CT (coiled tubing) method, it can be used in combination.
따라서 본원발명의 산 처리 공정은 해당 유정의 상기와 같은 다양한 자료를 분석하는 사전 설계 단계(S10)를 실시하여, 해당 유정에 적합한 공정 방법을 설계할 수 있도록 하여, 보다 친환경적인 산 처리 공정을 제공할 수 있도록 한다.Therefore, the acid treatment process of the present invention performs a pre-design step (S10) of analyzing the various data as described above of the oil well to design a process method suitable for the oil well, thereby providing a more environmentally friendly acid treatment process make it possible
또한 잘못된 산 처리로 인해 발생될 수 있는 지층 손상 및 지층 균열에 의한 생산량 등을 방지하여 생산성 향상 효과를 극대화한다.In addition, it maximizes the productivity improvement effect by preventing stratum damage and production due to stratum cracks that may be caused by incorrect acid treatment.
용해 단계(S20)는, 주입 단계(S40) 이전에, 해당 유정을 클리닝(cleaning)하는 단계이다. 구체적으로 물을 가열함과 동시에 유정에 주입하여, 스케일과 파라핀 왁스 등을 녹여 주입 단계의 효과를 향상시킨다.The dissolution step (S20) is a step of cleaning the oil well before the injection step (S40). Specifically, water is heated and injected into the oil well at the same time to melt scale and paraffin wax to improve the effect of the injection step.
이때 물은 수증기가 발생하지 않는 온도를 갖으며, 70 ℃ 이상 90 ℃ 이하의 온도를 갖는 것이 바람직하다. 또한 물의 반응성을 최소화하고, 주변 환경에 미치는 영향을 최소화하기 위하여 PH 6 이상 PH 8 이하를 갖는 것이 바람직하며, 해당 유정에서 생산되는 물을 사용하는 것이 바람직하다.At this time, the water has a temperature at which water vapor does not occur, and preferably has a temperature of 70°C or higher and 90°C or lower. In addition, in order to minimize the reactivity of water and minimize the impact on the surrounding environment, it is preferable to have a pH of 6 or more and PH 8 or less, and it is preferable to use water produced in the oil well.
이때 케이싱이 파손되는 것을 막기위해 유정 내부에 압력 시험 장치를 통해 안전점검을 하는 것이 바람직하다.At this time, in order to prevent the casing from being damaged, it is desirable to conduct a safety check through a pressure test device inside the well.
물은 튜빙(tubing)-애뉼러스(annulus) 순환 방법인 역순환법(reverse circulation)에 의해 주입된다. 이는 튜빙과 케이싱 사이 공간으로 오일/가스가 생산되는 방향과 반대방향으로 물을 유정으로 주입하는 방법을 의미한다.Water is injected by reverse circulation, which is a tubing-annulus circulation method. This refers to a method of injecting water into the well into the space between the tubing and the casing in the opposite direction to the direction in which oil/gas is produced.
이때 측정되는 주입 압력으로 유정 내부 침전 두게를 예측할 수 있으며, 내부 침전물이 많을수록 압력이 높아진다. 따라서 본원발명은 용해 단계(S20)를 실시하여, 주입 단계의 효과를 증대 시키는 동시에, 침전물의 침전 정도를 판단하여 생산성 향상에 기여한다.At this time, the measured injection pressure can predict the sedimentation thickness inside the well, and the more sediment there is, the higher the pressure. Therefore, in the present invention, the dissolution step (S20) is performed to increase the effect of the injection step, and at the same time, the degree of precipitation of the precipitate is determined, thereby contributing to the improvement of productivity.
사전 제거 단계(S30)는 해당 유정의 내부에 설치되어 있는 관과, 로드 스트링(rod string)과, BHA(bottom hole assembly)을 모두 제거하는 단계이다. 이는 산을 주입하기 이전에 부식 가능성이 있는 장치를 제거하여 부식을 방지하고, 필요에 따라 장치를 수리 및 교체를 할 수 있도록 한다. 제거 후에는, 지층에서의 고압에 의해 유체가 지상으로 역류되어 분출되는 킥(kick)현상을 방지하기 위하여 BOP(blow out preventor)가 설치될 수 있으며, 주입 단계는 용해 단계에서 보다 높은 주입 압력을 요구하기 때문에 지상의 주입 밸브를 master valve로 교체할 수 있다.The pre-removal step (S30) is a step of removing all of the pipe, rod string, and BHA (bottom hole assembly) installed inside the oil well. This prevents corrosion by removing potentially corrosive devices prior to acid injection, allowing devices to be repaired and replaced as needed. After removal, a blow out preventor (BOP) may be installed to prevent a kick phenomenon in which the fluid flows back to the ground by the high pressure in the stratum and is ejected, and the injection step is performed with a higher injection pressure in the dissolution step. As required, the above-ground injection valve can be replaced with a master valve.
주입 단계(S40)는 장치가 모두 제거된 후, 해당 유정에 제1 압력으로 제1 산을 주입하여, 저류층 공극 내에 광물질을 용해시켜 제거하는 단계이다. 이때 제1 압력과 제1 산은 사전 설계 단계에 통해 설계된다.The injection step ( S40 ) is a step of dissolving and removing minerals in the pores of the storage layer by injecting the first acid at a first pressure into the oil well after all the devices are removed. At this time, the first pressure and the first acid are designed through the pre-design stage.
따라서 본원발명은 공극 내에 광물질을 제거하여 공극을 통해 오일/가스가 보다 원활하게 지상으로 배출될 수 있도록 하여, 유정의 생산성을 향상시킨다.Therefore, the present invention improves the productivity of oil wells by removing minerals in the pores so that oil/gas can be more smoothly discharged to the ground through the pores.
희석 단계(S50)는, 주입 단계(S40) 후, 유정에 물을 주입하여 저류층에 제1 산의 침투시키는 동시에 제1 산을 희석하는 단계이다. 이때 희석되는 산은 주입되는 물에 의해 지상을 배출되어, 주변 환경에 미치는 영향을 최소화하는 동시에 내부 장치의 부식을 최소화한다.In the dilution step (S50), after the injection step (S40), water is injected into the oil well to allow the first acid to penetrate into the storage layer and at the same time to dilute the first acid. At this time, the diluted acid is discharged to the ground by the injected water, thereby minimizing the impact on the surrounding environment and at the same time minimizing the corrosion of the internal device.
이 때, 사용되는 물은 물의 반응성을 최소화하고, 주변 환경에 미치는 영향을 최소화하기 위하여 해당 유정에서 생산되는 물을 사용하는 것이 바람직하다.At this time, the water used is preferably water produced in the oil well in order to minimize the reactivity of water and minimize the impact on the surrounding environment.
희석 단계(S50) 이후에는 설계된 제2 압력으로 유정에 제1 산을 추가로 주입하는 추가 주입 단계(S140) 및 추가 주입 단계(S140) 이후, 유정에 물을 주입하여 저류층에 제1 산을 침투시키는 동시에 제1 산을 희석하는 추가 희석 공정(S150)을 포함할 수 있다.After the dilution step (S50), after the additional injection step (S140) of additionally injecting the first acid into the oil well at the designed second pressure (S140) and the additional injection step (S140), water is injected into the oil well to penetrate the first acid into the storage layer It may include an additional dilution process (S150) of diluting the first acid at the same time.
따라서 본원발명은 추가 주입 공정(S140)과 추가 희석 공정(S150)을 추가하여 사용할 수 있으며, 이는 산 처리 공정의 효율을 높이는 동시에, 주변 환경의 영향을 최소화하기 위함이다.Therefore, in the present invention, an additional injection process ( S140 ) and an additional dilution process ( S150 ) may be added and used, which is to increase the efficiency of the acid treatment process and minimize the influence of the surrounding environment.
이때 제2 압력은 제1 압력보다 크게 설계된다. 이는 희석 단계(S20)에 의해 저류층 내 주입된 유체로 인해 저류층 자체의 압력이 높아져, 원활한 주입 효과를 위해 추가 주입 단계(S140)는 주입 단계(S40)보다 더 큰 압력으로 주입되어야 한다. 예를 들어 주입 단계에서 약 12 분간 약4.4 MPa의 압력으로 주입한 경우, 추가 주입 단계는 약 55분간 약8.3 MPa의 압력을 유지하여 주입하여야 한다.In this case, the second pressure is designed to be greater than the first pressure. This is because the pressure of the reservoir itself is increased due to the fluid injected into the reservoir by the dilution step (S20), and for a smooth injection effect, the additional injection step (S140) must be injected with a greater pressure than the injection step (S40). For example, in the case of injecting at a pressure of about 4.4 MPa for about 12 minutes in the injection step, the additional injection step should be performed by maintaining the pressure of about 8.3 MPa for about 55 minutes.
따라서 본원발명은 생산성 향상의 효과를 증대시킬 수 있는 동시에, 종래 보다 친환경적인 산 처리 공정을 제시함으로써, 비교적 간단한 기술을 통해 경제적, 환경적 측면을 모두 고려한 생산성을 복원/증진 방법으로 활용할 수 있다는 것에 그 의미가 있다.Therefore, the present invention can increase the effect of productivity improvement and, at the same time, by suggesting an environmentally friendly acid treatment process than the conventional one, through a relatively simple technique, productivity in consideration of both economic and environmental aspects can be utilized as a restoration/enhancement method. That's the meaning.
이상에서 본 발명의 바람직한 실시 예를 예시적으로 설명하였으나, 본 발명의 범위는 이와 같은 특정 실시 예에만 한정되는 것을 아니며, 특허청구범위에 기재된 범주 내에서 적절하게 변경 가능한 것은 본 발명의 보호범위에 해당한다.Although preferred embodiments of the present invention have been exemplarily described above, the scope of the present invention is not limited to such specific embodiments, and it is within the protection scope of the present invention that can be appropriately changed within the scope described in the claims. corresponds to
S10 사전 설계 단계 S20 용해 단계
S30 사전 제거 단계 S40 주입 단계
S50 희석 단계 S140 추가 주입 단계
S150 추가 희석 단계S10 pre-design step S20 melting step
S30 pre-removal step S40 injection step
S50 dilution step S140 additional injection step
S150 further dilution step
Claims (7)
상기 유정의 지질 자료, 생산 유체, 생산 시설을 분석하여 공정 방법을 설계하는 사전 설계 단계;
사전 설계 단계 후, 100 ℃ 미만의 고온의 물을 상기 유정에 주입하여 불순물을 용해시키는 용해 단계;
상기 유정의 내부에 설치된 관과, 로드 스트링(rod string)과, BHA(bottom hole assembly)을 모두 제거하는 사전 제거 단계;
상기 사전 설계 공정에 의해 설계된 제1 산을 설계된 제1 압력으로 유정에 주입하여, 저류층 공극 내의 광물질을 용해시키는 주입 단계; 및
상기 주입 단계 후, 상기 유정에 물을 주입하여 저류층에 상기 제1 산을 침투시키는 동시에 상기 제1 산을 희석하는 희석 단계;를 포함하고,
상기 용해 단계는
고온의 물에 스케일 방지제와 파라핀 왁스 억제제를 첨가하여 주입하는 것을 특징으로 하는 산 처리 공정.
In the acid treatment process for improving the productivity of oil wells,
a pre-design step of designing a process method by analyzing the geological data of the oil well, the production fluid, and the production facility;
After the pre-design step, a dissolution step of dissolving impurities by injecting water at a high temperature of less than 100 ℃ into the well;
A pre-removal step of removing all of the pipe installed inside the well, a rod string, and a bottom hole assembly (BHA);
an injection step of injecting the first acid designed by the pre-designed process into the oil well at a designed first pressure to dissolve the minerals in the pores of the reservoir; and
After the injection step, a dilution step of injecting water into the oil well to infiltrate the first acid into the storage layer and at the same time dilute the first acid;
The dissolution step
An acid treatment process characterized by adding a scale inhibitor and a paraffin wax inhibitor to hot water.
상기 용해 단계는
70 ℃ 이상 90 ℃ 이하, PH 6 이상 PH 8 이하의 고온의 물을 튜빙(tubing)-애뉼러스(annulus) 순환 방법인 역순환법(reverse circulation)에 의해 주입하는 것을 특징으로 하는 산 처리 공정.
According to claim 1,
The dissolution step
An acid treatment process, characterized in that hot water of 70 ° C or more and 90 ° C or less, PH 6 or more and PH 8 or less is injected by reverse circulation, which is a tubing-annulus circulation method.
상기 희석 단계 이후,
설계된 제2 압력으로 상기 유정에 상기 제1 산을 추가로 주입하는 추가 주입 단계; 및
상기 추가 주입 단계 후, 상기 유정에 물을 주입하여 저류층에 상기 제1 산을 침투시키는 동시에 상기 제1 산을 희석하는 추가 희석 단계;을 포함하고,
상기 제2 압력은 상기 제1 압력보다 큰 것을 특징으로 하는 산 처리 공정.
According to claim 1,
After the dilution step,
an additional injection step of further injecting the first acid into the oil well at a designed second pressure; and
After the additional injection step, an additional dilution step of injecting water into the oil well to infiltrate the first acid into the storage layer and at the same time dilute the first acid;
wherein the second pressure is greater than the first pressure.
상기 사전 설계 단계는
상기 유정에서 생산되는 유체의 음이온의 염화물과 나트륨, 양이온의 마그네슘과 칼슘이온 및 적정 분석에 의한 알칼리성 통해, 상기 제1 산의 종류, 밀도, 주입 부피, 첨가물 및 주입 방법을 특정하고,
상기 제1 압력은
장비의 최대 운영 압력, 케이싱 허용 압력 및 지층 파쇄 압력을 고려하여 설계되는 압력 중 최솟값으로 특정하는 것을 특징으로 하는 산 처리 공정.
According to claim 1,
The pre-design phase is
To specify the type, density, injection volume, additive and injection method of the first acid through chloride and sodium of the anion of the fluid produced in the oil well, magnesium and calcium ion of the cation and alkalinity by titration analysis,
The first pressure is
An acid treatment process, characterized in that it is specified as the minimum of the pressures designed taking into account the maximum operating pressure of the equipment, the casing allowable pressure and the stratum crushing pressure.
상기 첨가물은 철용해 유지제, 거품 방지제, 슬러지 방지제, 및 부식 방지제 중 적어도 어느 하나를 필요에 따라 선택할 수 있는 것을 특징으로 하는 산 처리 공정.7. The method of claim 6,
The additive is an acid treatment process, characterized in that at least one of an iron-dissolving retainer, an antifoam agent, an anti-sludge agent, and a corrosion inhibitor can be selected as needed.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| KR1020180073383A KR102266474B1 (en) | 2018-06-26 | 2018-06-26 | Matrix acidizing in oil production well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| KR1020180073383A KR102266474B1 (en) | 2018-06-26 | 2018-06-26 | Matrix acidizing in oil production well |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| KR20200000995A KR20200000995A (en) | 2020-01-06 |
| KR102266474B1 true KR102266474B1 (en) | 2021-06-17 |
Family
ID=69158945
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| KR1020180073383A KR102266474B1 (en) | 2018-06-26 | 2018-06-26 | Matrix acidizing in oil production well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| KR (1) | KR102266474B1 (en) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| KR20210087815A (en) | 2020-01-03 | 2021-07-13 | 주식회사 엘지에너지솔루션 | Battery pack having improved coupling structure and automobile including same |
Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20060046939A1 (en) * | 2004-09-01 | 2006-03-02 | Synoil Fluids | Alcohol acidizing composition for treating a well to increase production |
Family Cites Families (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4665990A (en) * | 1984-07-17 | 1987-05-19 | William Perlman | Multiple-stage coal seam fracing method |
| MX168601B (en) * | 1986-10-01 | 1993-06-01 | Air Prod & Chem | PROCEDURE FOR THE PREPARATION OF A HIGH MOLECULAR WEIGHT VINYLAMINE HOMOPOLYMER |
| US10550314B2 (en) * | 2015-08-04 | 2020-02-04 | Saudi Arabian Oil Company | High temperature fracturing fluids with nanoparticles |
-
2018
- 2018-06-26 KR KR1020180073383A patent/KR102266474B1/en active IP Right Grant
Patent Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20060046939A1 (en) * | 2004-09-01 | 2006-03-02 | Synoil Fluids | Alcohol acidizing composition for treating a well to increase production |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| KR20200000995A (en) | 2020-01-06 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Portier et al. | Review on chemical stimulation techniques in oil industry and applications to geothermal systems | |
| CN108756817B (en) | Method for judging scaling risk of shaft of water-producing gas well and determining injection time of antiscaling agent | |
| BR112017008482B1 (en) | METHOD TO SUPPRESS CORROSION OF STEEL SURFACES | |
| US20170166797A1 (en) | Controlled Swelling of Swellable Polymers Downhole | |
| Umar et al. | Silicate scales formation during ASP flooding: a review | |
| Vazquez et al. | Non-aqueous vs aqueous overflush scale inhibitor squeeze treatment in an oilfield offshore Norway | |
| Noshi et al. | Data mining approaches for casing failure prediction and prevention | |
| Hinrichsen | Preventing scale deposition in oil production facilities: An industry review | |
| US11365342B2 (en) | Metal sulfate scale dissolution | |
| Portwood | The Kansas Arbuckle formation: performance evaluation and lessons learned from more than 200 polymer-gel water-shutoff treatments | |
| KR102266474B1 (en) | Matrix acidizing in oil production well | |
| RU2661513C1 (en) | Method of processing low-drained areas of oil drawings | |
| Vazquez et al. | Post-frac flowback water chemistry matching in a shale development | |
| Patterson et al. | Preproduction-deployed scale-inhibition treatments in deepwater West Africa | |
| Ramstad et al. | Correlating Calcium Carbonate Scale Risk with Field Experience Data | |
| RU2525413C2 (en) | Method of production of oils, gas condensates and gases from deposits and provision of continuous operation of production and injection wells | |
| Aboud et al. | Effective matrix acidizing in high-temperature environments | |
| Chen et al. | New Insight into the Mechanisms of Iron Sulfide Deposition in Carbonate Reservoir during Acid Stimulation | |
| RU2713047C1 (en) | Method for proppant hydraulic fracturing of oil formation | |
| Veeken et al. | Innovative use of capillary string for halite cleanout in sultanate of Oman | |
| Reinoso et al. | Removing formation damage from fines migration in the Putumayo Basin in Colombia: challenges, results, lessons learned, and new opportunities after more than 100 sandstone acidizing treatments | |
| Al-Jasmi et al. | Improving well productivity in North Kuwait well by optimizing radial drilling procedures | |
| Kayumov et al. | Experience of carbonate acidizing in the challenging environment of the Volga-Urals region of Russia | |
| Wilfred et al. | Evaluation of A systematic approach to matrix acidizing on an oil producing well | |
| Osode et al. | Injection Water Compatibility Study and Scale Prediction Analysis for a Low-Permeability Carbonate Reservoir Development Optimization |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| A201 | Request for examination | ||
| E902 | Notification of reason for refusal | ||
| E701 | Decision to grant or registration of patent right |