CN105950129A - 一种甲基磺酸-氟化氢铵酸液体系及其制备方法和应用 - Google Patents
一种甲基磺酸-氟化氢铵酸液体系及其制备方法和应用 Download PDFInfo
- Publication number
- CN105950129A CN105950129A CN201610310819.7A CN201610310819A CN105950129A CN 105950129 A CN105950129 A CN 105950129A CN 201610310819 A CN201610310819 A CN 201610310819A CN 105950129 A CN105950129 A CN 105950129A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- acid
- pyrovinic
- ammonium
- fluid system
- fluoride
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
- 239000002253 acid Substances 0.000 title claims abstract description 79
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title claims description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title abstract description 8
- AITIFMXANFVSLK-UHFFFAOYSA-N azane;methanesulfonic acid;hydrofluoride Chemical compound N.F.CS(O)(=O)=O AITIFMXANFVSLK-UHFFFAOYSA-N 0.000 title abstract 3
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims abstract description 35
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims abstract description 35
- 230000020477 pH reduction Effects 0.000 claims abstract description 23
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims abstract description 18
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 18
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims abstract description 17
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 claims abstract description 17
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims abstract description 17
- CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N Fe2+ Chemical compound [Fe+2] CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 13
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 claims abstract description 13
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 40
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 24
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid group Chemical group C(CC(O)(C(=O)O)CC(=O)O)(=O)O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 24
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 18
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 17
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 12
- KVBCYCWRDBDGBG-UHFFFAOYSA-N azane;dihydrofluoride Chemical compound [NH4+].F.[F-] KVBCYCWRDBDGBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 229920000805 Polyaspartic acid Polymers 0.000 claims description 8
- 229920000141 poly(maleic anhydride) Polymers 0.000 claims description 8
- 108010064470 polyaspartate Proteins 0.000 claims description 8
- DBVJJBKOTRCVKF-UHFFFAOYSA-N Etidronic acid Chemical compound OP(=O)(O)C(O)(C)P(O)(O)=O DBVJJBKOTRCVKF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 238000003760 magnetic stirring Methods 0.000 claims description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 20
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 abstract description 3
- 239000002904 solvent Substances 0.000 abstract description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract description 2
- AFVFQIVMOAPDHO-UHFFFAOYSA-N Methanesulfonic acid Chemical compound CS(O)(=O)=O AFVFQIVMOAPDHO-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 2
- LDDQLRUQCUTJBB-UHFFFAOYSA-O azanium;hydrofluoride Chemical compound [NH4+].F LDDQLRUQCUTJBB-UHFFFAOYSA-O 0.000 abstract 1
- 229940098779 methanesulfonic acid Drugs 0.000 abstract 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 9
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 9
- 238000000034 method Methods 0.000 description 9
- 230000009471 action Effects 0.000 description 7
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 7
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 6
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 5
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 4
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 4
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 4
- 208000027418 Wounds and injury Diseases 0.000 description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 3
- 208000014674 injury Diseases 0.000 description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 3
- 238000013268 sustained release Methods 0.000 description 3
- 239000012730 sustained-release form Substances 0.000 description 3
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003125 aqueous solvent Substances 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L calcium carbonate Substances [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000003889 chemical engineering Methods 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 2
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910017053 inorganic salt Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- 230000004044 response Effects 0.000 description 2
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 2
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 2
- 230000026676 system process Effects 0.000 description 2
- YLOCGHYTXIINAI-XKUOMLDTSA-N (2s)-2-amino-3-(4-hydroxyphenyl)propanoic acid;(2s)-2-aminopentanedioic acid;(2s)-2-aminopropanoic acid;(2s)-2,6-diaminohexanoic acid Chemical compound C[C@H](N)C(O)=O.NCCCC[C@H](N)C(O)=O.OC(=O)[C@@H](N)CCC(O)=O.OC(=O)[C@@H](N)CC1=CC=C(O)C=C1 YLOCGHYTXIINAI-XKUOMLDTSA-N 0.000 description 1
- 102000016726 Coat Protein Complex I Human genes 0.000 description 1
- 108010092897 Coat Protein Complex I Proteins 0.000 description 1
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- 238000002441 X-ray diffraction Methods 0.000 description 1
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 1
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 239000002332 oil field water Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 238000011056 performance test Methods 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000012797 qualification Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
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
- C09K8/74—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/12—Swell inhibition, i.e. using additives to drilling or well treatment fluids for inhibiting clay or shale swelling or disintegrating
-
- 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
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/32—Anticorrosion additives
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
Abstract
本发明提供了一种甲基磺酸‑氟化氢铵酸液体系,以每100g溶液中各物质的重量计,甲基磺酸1g‑95.6g,氟化氢铵0.6g‑3g;有机酸0.6g‑3g,铁离子稳定剂0.15g‑0.2g,酸化用助排剂0.5g;起泡剂0.5g;粘土稳定剂0.5g;酸化用缓蚀剂1.5 g‑2g;复合阻垢剂0.05g‑0.1g,其余为溶剂水。本发明提供的这种甲基磺酸‑氟化氢铵酸液体系,具有很好的溶蚀能力,并且具有一定的缓速效果,对储层起到深部酸化的作用,对井下管柱具有保护作用,该酸液体系还具有良好的防垢作用。
Description
技术领域
本发明属于石油开采技术领域,具体涉及一种甲基磺酸-氟化氢铵酸液体系及其制备方法和应用。
背景技术
随着勘探开发的不断深入,酸化压裂技术通过酸的溶蚀作用恢复和提高地层的渗透性、提高油气井产能,随着油气储层的深入开发,酸化技术已成为认识储层和勘探开发突破必不可少的手段,增加酸蚀裂缝长度和导流能力是提高酸压改造效果的唯一途径。
而酸液的性能对酸化压裂效果具有关键作用,为获得较好的酸化效果,酸液具有以下要求:增加酸的穿透力,延缓酸盐反应速度,增大酸液作用距离,使酸蚀裂缝最大化,以获得与水力压裂技术接近的高导流能力裂缝。目前的酸液体系研发过程中,为获得较好的酸化压裂效果,使用常规酸、凝胶酸、乳化酸、泡沫酸、冻胶酸、变粘酸等,通过在酸液中加入聚合物稠化剂、乳状液、发泡剂等提高酸化效果。目前压裂液、酸液体系中虽然大多数添加剂的单项性能较好,由于各单剂性能之
间存在干扰或者协同作用,如助排作用、杀菌作用、防膨作用等,导致液体综合性能要远差于各添加剂单剂性能。
常规盐酸与石灰岩和高渗透白云岩地层反应非常快,裂缝半长和导流能力较小,沟通储层缝洞体系受限。酸压液摩阻高施工井口压力高,施工风险大,影响对储层的改造规模。对储层的伤害污染较大。另外,浓缩酸在高温下对井筒又有非常大的腐蚀作用。
发明内容
本发明的目的是克服现有技术对储层的伤害污染较大及高温下对井筒有非常大的腐蚀的问题。
为此,本发明提供了一种甲基磺酸-氟化氢铵酸液体系,以每100g溶液中各物质的重量计,甲基磺酸1g-95.6g,氟化氢铵0.6g-3g;有机酸0.6g-3g,铁离子稳定剂0.15g-0.2g,酸化用助排剂0.5g;起泡剂0.5g;粘土稳定剂0.5g;酸化用缓蚀剂1.5 g -2 g;复合阻垢剂0.05g-0.1 g,水0-94g。
所述有机酸为乙酸。
所述铁离子稳定剂为柠檬酸。
所述复合阻垢剂由多元膦酸、聚天门冬氨酸、聚马来酸酐复配,摩尔比为2.25:1:0.75 。
所述聚天门冬氨酸相对分子质量大于等于2000,聚马来酸酐相对分子质量为600-800。
所述多元膦酸为羟基乙叉二膦酸。
所述粘土稳定剂相对分子量为25-35万道尔顿。
本发明还提供了一种甲基磺酸-氟化氢铵酸液体系的制备方法,包括以下步骤:
步骤1)向烧杯中加入配方量的水,放入转子并将烧杯置于磁力搅拌器上;
步骤2)按配方量依次加入有机酸、甲基磺酸,200r/min转速搅拌5min;
步骤3)保持200r/min转速搅拌,在步骤2)得到的溶液中依次加入配方量的酸化用缓蚀剂、酸化用助排剂、粘土稳定剂、铁离子稳定剂、起泡剂、复合阻垢剂,搅拌均匀;
步骤4)最后加入氟化氢铵,配制成新型甲基磺酸-氟化氢铵酸液体系。
本发明还提供了一种甲基磺酸-氟化氢铵酸液体系的应用,用于石油砂岩储层的酸化和压裂。
本发明的有益效果是:
本发明提供的这种甲基磺酸-氟化氢铵酸液体系,甲基磺酸、氟化氢铵作为体系反应主剂,反应生成酸,用于地层深部酸化;有机酸作为溶剂;铁离子稳定剂作用:防止铁凝胶沉淀;酸化用助排剂是一种能帮助酸化、压裂等作业过程中的工作残液从地层返排的化学品;起泡剂主要是在气-水界面上降低界面张力;粘土稳定剂能有效地吸附在粘土表面,防止水敏性矿物水化膨胀及分散运移而对油气层造成的伤害。酸化用缓蚀剂可以防止或减缓油管腐蚀;复合阻垢剂阻止或干扰难溶性无机盐沉淀、结垢。
甲基磺酸-氟化氢铵酸液体系具有很好的溶蚀能力,并且具有一定的缓速效果,对储层起到深部酸化的作用,对井下管柱具有保护作用,该酸液体系还具有良好的防垢作用。具体有以下几点:
(1)具有较低静态腐蚀速率,90℃时1.6g/(m2·h)%。
(2)具有一定的缓释速率,反应0.5h 时盐酸的溶蚀量为甲基磺酸-氟化氢铵酸液体系的10倍,1h为8.2倍,5h 降到4倍。
(3)具有较高的溶蚀率(%),90℃下56.6%。
(4)具有良好的储层改造效果,甲基磺酸-氟化氢铵酸液体系处理的岩心渗透率是盐酸处理后的1.2倍。
(5)具有良好的防垢作用,残渣分析表明,甲基磺酸-氟化氢铵酸液体系能够溶蚀硫酸钡等沉淀。
(6)具有良好的阻垢作用,BaSO4阻垢率98.0%,CaCO3阻垢率86.5%,Ca,SO4阻垢率97.7%。
具体实施方式
实施例1:
本实施例提供了一种甲基磺酸-氟化氢铵酸液体系,以每100g溶液中各物质的重量计,甲基磺酸1g-95.6g,氟化氢铵0.6g-3g;有机酸0.6g-3g,铁离子稳定剂0.15g-0.2g,酸化用助排剂0.5g;起泡剂0.5g;粘土稳定剂0.5g;酸化用缓蚀剂1.5 g -2 g;复合阻垢剂0.05g-0.1 g,水0-94g。
本发明原理:
甲基磺酸-氟化氢铵作为体系反应主剂,反应生成酸,用于地层深部酸化;有机酸作为溶剂;铁离子稳定剂作用:防止铁凝胶沉淀;酸化用助排剂是一种能帮助酸化、压裂等作业过程中的工作残液从地层返排的化学品;起泡剂主要是在气-水界面上降低界面张力;粘土稳定剂能有效地吸附在粘土表面,防止水敏性矿物水化膨胀及分散运移而对油气层造成的伤害。酸化用缓蚀剂可以防止或减缓油管腐蚀;复合阻垢剂阻止或干扰难溶性无机盐沉淀、结垢。
本发明具有很好的溶蚀能力,并且具有一定的缓速效果,对储层起到深部酸化的作用,对井下管柱具有保护作用,该酸液体系还具有良好的防垢作用。
实施例2:
在实施例1的基础上,本实施例提供了一种甲基磺酸-氟化氢铵酸液体系的制备方法,烧杯中加入溶剂水92.04 g,放入转子并将烧杯置于磁力搅拌器上,依次加入乙酸1.2 g、甲基磺酸2 g, 200r/min转速搅拌5min;保持200r/min转速搅拌,在溶液中加入酸化用缓蚀剂2 g、酸化用助排剂0.5g、粘土稳定剂0.5g、柠檬酸0.2g、起泡剂0.5g、复合阻垢剂0.07 g;最后加入氟化氢铵1.2 g,配制成甲基磺酸-氟化氢铵酸液体系。
本实施例中有机酸为乙酸,铁离子稳定剂为柠檬酸,酸化用助排剂为陕西延长石油精细化工科技有限公司生产的YC-ZP-01助排剂,执行标准为Q/YC 0001-2013;起泡剂型号为GMH-1,购自东营广贸石油技术服务有限公司;酸化用缓蚀剂为ALS-2酸化缓蚀剂,购自中科光析化工技术研究所。
复合阻垢剂由多元膦酸、聚天门冬氨酸、聚马来酸酐复配,摩尔比为2.25:1:0.75,其中,多元膦酸为羟基乙叉二膦酸(HEDP),聚天门冬氨酸相对分子质量大于等于2000,聚马来酸酐相对分子质量为600-800。
实施例3:
烧杯中加入溶剂水43.4g,放入转子并将烧杯置于磁力搅拌器上,依次加入乙酸2.4g、甲基磺酸48g,200r/min转速搅拌5min;保持200r/min转速搅拌,在溶液中加入酸化用缓蚀剂2 g、酸化用助排剂0.5g、粘土稳定剂0.5g、柠檬酸0.15g、起泡剂0.5g、复合阻垢剂0.1 g;最后加入氟化氢铵2.4 g,配制成甲基磺酸-氟化氢铵酸液体系。
本实施例中有机酸为乙酸,铁离子稳定剂为柠檬酸,酸化用助排剂为陕西延长石油精细化工科技有限公司生产的YC-ZP-01助排剂,执行标准为Q/YC 0001-2013;起泡剂型号为GMH-1,购自东营广贸石油技术服务有限公司;酸化用缓蚀剂为ALS-2酸化缓蚀剂,购自中科光析化工技术研究所。
复合阻垢剂由多元膦酸、聚天门冬氨酸、聚马来酸酐复配,摩尔比为2.25:1:0.75,其中,多元膦酸为羟基乙叉二膦酸(HEDP),聚天门冬氨酸相对分子质量大于等于2000,聚马来酸酐相对分子质量为2310。
实施例4:
将烧杯置于磁力搅拌器上,依次加入乙酸0.6g、甲基磺酸95.6 g,200r/min转速搅拌5min;保持200r/min转速搅拌,在溶液中加入酸化用缓蚀剂1.5 g、酸化用助排剂0.5g、粘土稳定剂0.5g、柠檬酸0.15g、起泡剂0.5g、复合阻垢剂0.05g;最后加入氟化氢铵0.6 g,配制成甲基磺酸-氟化氢铵酸液体系。
本实施例中有机酸为乙酸,铁离子稳定剂为柠檬酸;酸化用助排剂为庆阳长庆井下油田助剂有限责任公司生产的助排挤CF-5A,起泡剂为庆阳长庆井下油田助剂有限责任公司生产的起泡剂YFP-2;粘土稳定剂为庆阳长庆井下油田助剂有限责任公司生产的稳定剂COP-1(相对分子量25-35万道尔顿);酸化用缓蚀剂为庆阳长庆井下油田助剂有限责任公司生产的酸化用缓蚀剂HJF-94;复合阻垢剂为庆阳长庆井下油田助剂有限责任公司生产的复合阻垢剂CQ-ZG-02。
以上实施例中,酸化用助排剂、起泡剂、粘土稳定剂、复合阻垢剂、酸化用缓蚀剂可选用其他型号的市售产品。
将本发明的甲基磺酸-氟化氢铵酸液体系应用于石油砂岩储层的酸化和压裂,首先对其进行性能测试:
1、静态腐蚀速率的测试:参考SY-T5405-1996《酸化用缓蚀剂性能试验方法及评价指标》中“3.5常压静态腐蚀速率及缓蚀率测定步骤”以及“3.6计算”两节中介绍的方法检测。 90℃时1.6g/(m2·h)。
2、缓释速率、溶蚀率测试:60℃,分别测试盐酸、甲基磺酸-氟化氢铵酸液体系对地层岩屑0.5h、1h、5h、24h的溶蚀情况。
3、岩心流动试验:参考SY-T5336-2006《岩心分析方法》处理岩心并测定渗透率。
4、X射线衍射实验:参考SY/T0546-1996《腐蚀产物的采集与鉴定》处理垢样并测定成分。
5、阻垢率实验:参考Q-SY126-2014《油田水处理用缓蚀阻垢剂技术要求》测定阻垢率。
测试结果如下:
(1)具有较低静态腐蚀速率, 90℃时1.6g/(m2·h)%。
(2)具有一定的缓释速率,反应0.5h时盐酸的溶蚀量为甲基磺酸-氟化氢铵酸液体系的10倍,1h为8.2倍,5h降到4倍。
(3)具有较高的溶蚀率(%),90℃下56.6%。
(4)具有良好的储层改造效果,甲基磺酸-氟化氢铵酸液体系处理的岩心渗透率是盐酸处理后的1.2倍。
(5)具有良好的防垢作用,残渣分析表明,甲基磺酸-氟化氢铵酸液体系能够溶蚀硫酸钡等沉淀。
(6)具有良好的阻垢作用,BaSO4阻垢率98.0%,CaCO3阻垢率86.5%,Ca,SO4阻垢率97.7%。
综上所述,本发明提供的这种甲基磺酸-氟化氢铵酸液体系,具有很好的溶蚀能力,并且具有一定的缓速效果,对储层起到深部酸化的作用,对井下管柱具有保护作用,该酸液体系还具有良好的防垢作用。
综上所述,本发明提供的这种甲基磺酸-氟化氢铵酸液体系,具有很好的溶蚀能力,并且具有一定的缓速效果,对储层起到深部酸化的作用,对井下管柱具有保护作用,该酸液体系还具有良好的防垢作用。
以上各实施例中没有详细叙述的测试方法属本行业的公知常识,这里不一一叙述。
以上例举仅仅是对本发明的举例说明,并不构成对本发明的保护范围的限制,凡是与本发明相同或相似的设计均属于本发明的保护范围之内。
Claims (9)
1.一种甲基磺酸-氟化氢铵酸液体系,其特征在于:以每100g溶液中各物质的重量计,甲基磺酸1g-95.6g,氟化氢铵0.6g-3g,有机酸0.6g-3g,铁离子稳定剂0.15g-0.2g,酸化用助排剂0.5g,起泡剂0.5g,粘土稳定剂0.5g,酸化用缓蚀剂1.5 g -2 g,复合阻垢剂0.05g-0.1 g,水0-94g。
2.根据权利要求1所述的一种甲基磺酸-氟化氢铵酸液体系,其特征在于:所述有机酸为乙酸。
3.根据权利要求1所述的一种甲基磺酸-氟化氢铵酸液体系,其特征在于:所述铁离子稳定剂为柠檬酸。
4.根据权利要求1所述的一种甲基磺酸-氟化氢铵酸液体系,其特征在于:所述复合阻垢剂由多元膦酸、聚天门冬氨酸、聚马来酸酐复配,摩尔比为2.25:1:0.75 。
5.根据权利要求4所述的一种甲基磺酸-氟化氢铵酸液体系,其特征在于:所述聚天门冬氨酸相对分子质量大于等于2000,聚马来酸酐相对分子质量为600-800。
6.根据权利要求4所述的一种甲基磺酸-氟化氢铵酸液体系,其特征在于:所述多元膦酸为羟基乙叉二膦酸。
7.根据权利要求1所述的一种甲基磺酸-氟化氢铵酸液体系,其特征在于:所述粘土稳定剂相对分子量为25-35万道尔顿。
8.根据权利要求1所述的一种甲基磺酸-氟化氢铵酸液体系的制备方法,其特征在于,包括以下步骤:
步骤1)向烧杯中加入配方量的水,放入转子并将烧杯置于磁力搅拌器上;
步骤2)按配方量依次加入有机酸、甲基磺酸, 200r/min转速搅拌5min;
步骤3)保持200r/min转速搅拌,在步骤2)得到的溶液中依次加入配方量的酸化用缓蚀剂、酸化用助排剂、粘土稳定剂、铁离子稳定剂、起泡剂、复合阻垢剂,搅拌均匀;
步骤4)最后加入氟化氢铵,配制成新型甲基磺酸-氟化氢铵酸液体系。
9.如权利要求1所述的一种甲基磺酸-氟化氢铵酸液体系的应用,其特征在于:用于石油砂岩储层的酸化和压裂。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201610310819.7A CN105950129A (zh) | 2016-05-11 | 2016-05-11 | 一种甲基磺酸-氟化氢铵酸液体系及其制备方法和应用 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201610310819.7A CN105950129A (zh) | 2016-05-11 | 2016-05-11 | 一种甲基磺酸-氟化氢铵酸液体系及其制备方法和应用 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN105950129A true CN105950129A (zh) | 2016-09-21 |
Family
ID=56911332
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201610310819.7A Pending CN105950129A (zh) | 2016-05-11 | 2016-05-11 | 一种甲基磺酸-氟化氢铵酸液体系及其制备方法和应用 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN105950129A (zh) |
Cited By (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN106947456A (zh) * | 2017-03-24 | 2017-07-14 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司 | 一种蚓孔酸酸液体系及其制备方法 |
CN107892910A (zh) * | 2017-11-10 | 2018-04-10 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 低成本多功能酸液体系 |
CN108822819A (zh) * | 2018-06-14 | 2018-11-16 | 兰州凯宏中原石油科技有限公司 | 一种特低渗油田油水井复合酸解堵液 |
CN109021950A (zh) * | 2018-09-27 | 2018-12-18 | 杨凌单色生物科技有限公司 | 一种用于注水井增注的固体螯合酸及其制备方法 |
CN111004617A (zh) * | 2019-12-17 | 2020-04-14 | 中国地质大学(武汉) | 适用于低渗碳酸盐岩储层的环保型酸化工作液及制备方法 |
US10895140B2 (en) | 2017-04-07 | 2021-01-19 | Saudi Arabian Oil Company | Compositions and methods for controlled delivery of acid |
CN112251214A (zh) * | 2020-10-29 | 2021-01-22 | 四川中汇安达石油化工有限公司 | 一种地层降解酸及其应用 |
US11156070B2 (en) | 2018-10-10 | 2021-10-26 | Saudi Arabian Oil Company | Methods for delivering in-situ generated acids for stimulation of downhole structures |
US11505737B2 (en) | 2017-06-23 | 2022-11-22 | Saudi Arabian Oil Company | Compositions and methods for controlling strong acid systems |
US11851613B2 (en) | 2020-08-06 | 2023-12-26 | Saudi Arabian Oil Company | Compositions and methods for controlled delivery of acid using sulfonate derivatives |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20080139412A1 (en) * | 2006-12-06 | 2008-06-12 | Fuller Michael J | Method for Treating a Subterranean Formation |
US20090042748A1 (en) * | 2007-08-06 | 2009-02-12 | Fuller Michael J | Method of Acidizing Sandstone Formations |
CN102887592A (zh) * | 2012-10-10 | 2013-01-23 | 西北大学 | 一种阻垢剂组合物 |
CN102899013A (zh) * | 2011-07-29 | 2013-01-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种碎屑砂岩气藏酸化液 |
CN104059624A (zh) * | 2014-06-26 | 2014-09-24 | 西南石油大学 | 一种解除泥浆对低渗透储层伤害的酸液体系 |
-
2016
- 2016-05-11 CN CN201610310819.7A patent/CN105950129A/zh active Pending
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20080139412A1 (en) * | 2006-12-06 | 2008-06-12 | Fuller Michael J | Method for Treating a Subterranean Formation |
US20090042748A1 (en) * | 2007-08-06 | 2009-02-12 | Fuller Michael J | Method of Acidizing Sandstone Formations |
CN102899013A (zh) * | 2011-07-29 | 2013-01-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种碎屑砂岩气藏酸化液 |
CN102887592A (zh) * | 2012-10-10 | 2013-01-23 | 西北大学 | 一种阻垢剂组合物 |
CN104059624A (zh) * | 2014-06-26 | 2014-09-24 | 西南石油大学 | 一种解除泥浆对低渗透储层伤害的酸液体系 |
Cited By (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN106947456A (zh) * | 2017-03-24 | 2017-07-14 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司 | 一种蚓孔酸酸液体系及其制备方法 |
US10895140B2 (en) | 2017-04-07 | 2021-01-19 | Saudi Arabian Oil Company | Compositions and methods for controlled delivery of acid |
US11505737B2 (en) | 2017-06-23 | 2022-11-22 | Saudi Arabian Oil Company | Compositions and methods for controlling strong acid systems |
CN107892910A (zh) * | 2017-11-10 | 2018-04-10 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 低成本多功能酸液体系 |
CN108822819A (zh) * | 2018-06-14 | 2018-11-16 | 兰州凯宏中原石油科技有限公司 | 一种特低渗油田油水井复合酸解堵液 |
CN109021950A (zh) * | 2018-09-27 | 2018-12-18 | 杨凌单色生物科技有限公司 | 一种用于注水井增注的固体螯合酸及其制备方法 |
CN109021950B (zh) * | 2018-09-27 | 2021-06-01 | 陕西友邦石油工程技术有限公司 | 一种用于注水井增注的固体螯合酸及其制备方法 |
US11156070B2 (en) | 2018-10-10 | 2021-10-26 | Saudi Arabian Oil Company | Methods for delivering in-situ generated acids for stimulation of downhole structures |
CN111004617A (zh) * | 2019-12-17 | 2020-04-14 | 中国地质大学(武汉) | 适用于低渗碳酸盐岩储层的环保型酸化工作液及制备方法 |
US11851613B2 (en) | 2020-08-06 | 2023-12-26 | Saudi Arabian Oil Company | Compositions and methods for controlled delivery of acid using sulfonate derivatives |
CN112251214A (zh) * | 2020-10-29 | 2021-01-22 | 四川中汇安达石油化工有限公司 | 一种地层降解酸及其应用 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN105950129A (zh) | 一种甲基磺酸-氟化氢铵酸液体系及其制备方法和应用 | |
US10787601B2 (en) | Breaker fluids and methods of use thereof | |
CN108587588B (zh) | 一种注水井用增注剂及其制备方法和应用 | |
US2059459A (en) | Method of treating wells with acids | |
CN1238463C (zh) | 用于生产完井烃的流体和技术 | |
CN101555404B (zh) | 一种环保型低伤害无固相压井液及其应用 | |
CA2974757C (en) | Using synthetic acid compositions as alternatives to conventional acids in the oil and gas industry | |
US6263967B1 (en) | Well completion clean-up fluids and method for cleaning-up drilling and completion filtercakes | |
CN107892910A (zh) | 低成本多功能酸液体系 | |
CN106281288B (zh) | 一种低渗透储层注水井用降压增注剂及其制备方法 | |
CN104830291A (zh) | 复合型低剂量天然气水合物抑制剂 | |
Collins et al. | Occurrence, prediction, and prevention of zinc sulfide scale within Gulf Coast and North Sea high-temperature and high-salinity fields | |
CN106014330A (zh) | 一种提高漏失套损井化学封堵成功率的方法 | |
CN105694836A (zh) | 一种转向酸酸化缓蚀剂及其制备方法 | |
WO2014164835A1 (en) | Chelant acid particulate bridging solids for acid based wellbore fluids | |
CN104232041B (zh) | 一种油水井用低滤失强溶蚀酸化解堵液及其制备方法 | |
CN103421478A (zh) | 一种用于砂岩储层注水井的复合解堵增注剂及制备方法 | |
CA1109659A (en) | Method for acidizing high temperature subterranean formations | |
CN105950126A (zh) | 一种酸化解堵用延迟控释酸及其制备方法,酸化解堵方法 | |
CN107614655A (zh) | 控制泥浆性质的技术 | |
CN105370260B (zh) | 一种适用于碳酸盐岩储层的自生盐酸酸化方法 | |
EP2791272B1 (en) | Compositions and methods for treatment of well bore tar | |
BRPI0811024B1 (pt) | método para tratar um tubular de perfuração de fundo de poço ou equipamento de completação de subsuperfície | |
CN105154037B (zh) | 一种无固相复合增效高密度压井液及其制备方法 | |
Nasr-El-Din et al. | Restoring the injectivity of water disposal wells using a viscoelastic surfactant-based acid |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
C06 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
C10 | Entry into substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
RJ01 | Rejection of invention patent application after publication | ||
RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |
Application publication date: 20160921 |